NASLOVNA STRAN NAČRTA KAZALO VSEBINE NAČRTA

KAZALO VSEBINE NAČRTA št. 7656-6E2

NASLOVNA STRAN NAČRTA

KAZALO VSEBINE NAČRTA

TEHNIČNO POROČILO

A. UVODNA OBRAZLOŽITEV 5

B. SPLOŠNI TEHNIČNI POGOJI 11

1. OBSEG PROJEKTA IN MEJE DOBAVE 11

1. 1. Obseg dobave in storitev 11

1. 2. Rezervni deli in specialna orodja 13

1. 3. Meje dobave 13

2. SPLOŠNE ZAHTEVE 14

2. 1. Pogoji vgradnje 14

2. 2. Obratovalni pogoji 14

2. 3. Merske enote 15

2. 4. Standardi in predpisi 15

2. 5. Garantirane vrednosti 16

2. 6. Materiali in postopki 16

2. 7. Standardne napetosti 16

2. 8. Identifikacijski napisi in izpisi 17

2. 9. Barvno označevanje 17

2. 10. Zasnova naprav 18

2. 11. ELEKTROMAGNETNA ZDRUŽLJIVOST (EMC) 21

3. PROJEKTNA DOKUMENTACIJA 23

4. PREGLEDI IN PREIZKUSI OPREME, SPUŠČANJE V POGON 25

4. 1. PREVZEMNI PREIZKUSI V TOVARNI (FAT) 26

4. 2. Prevzemni preizkusi na objektu (SAT) in spuščanje v pogon 27

4. 3. Prevzem opreme 28

4. 4. Preverjanje razpoložljivosti opreme in sistema 28

5. KONFIGURACIJA, PROGRAMIRANJE IN PARAMETRIRANJE 28

6. DOKUMENTACIJA 28

6. 1. Obseg dokumentacije za dobavo opreme in roki predaje 29

6. 2. Dokumentacija v fazi ponudbe 30

6. 3. Dokumentacija pri izvajanju elektromontažnih del 30

6. 4. Dokumentacija v fazah po podpisu Pogodbe 31

7. USPOSABLJANJA 33

7. 1. Osnovne zahteve 33

7. 2. Usposabljanje za uporabnike opreme 34

7. 3. Usposabljanje za vzdrževalce in razvijalce opreme 34

8. GARANCIJA 35

10. TEHNIČNA REGULATIVA 36

11. EMBALIRANJE IN TRANSPORT 36

C. POSEBNI TEHNIČNI POGOJI 38

1. SEKUNDARNA OPREMA ‐ SPLOŠNO 38

2. SISTEM ZAŠČITE IN VODENJA 110 KV STIKALIŠČA 38

2. 1. Splošno 38

2. 2. Sistem zaščite 110 kV stikališča 40

2. 3. Zaščita 110 kV transformatorskih polj 40

2. 4. Zaščita 110 kV daljnovodnih polj 43

2. 5. Zaščita 110 kV zveznega polja 45

2. 6. Zaščita 110 kV merilnega polja 45

2. 7. Zaščita zbiralk 45

2. 8. Sistem za daljinski nadzor naprav za zaščito 47

2. 9. PRENOS KRITERIJA DISTANČNE ZAŠČITE (KDZ) 47

3. SISTEM ZAŠČITE IN VODENJA 20 KV STIKALIŠČA 49

4. SISTEM VODENJA STIKALIŠČA – PROCESNA INFORMATIKA 54

4. 1. Splošno 54

4. 2. POSTAJNI RAČUNALNIK Z LOKALNO SCADO 60

4. 3. Nivoji in način vodenja 71

4. 4. Komunikacije 74

5. SISTEM MERITEV 75

5. 1. Splošno 75

5. 2. Zahteve za števce 76

5. 3. Obratovalne meritve 77

5. 4. Merjenje kakovosti električne energije 77

5. 5. Zahteve za RS485/Ethernet pretvornik 78

5. 6. Zahteve za ethernet stikalo 78

6. OPREMA LASTNE RABE 79

6. 1. Omara izmenične, razsmerjene in enosmerne napetosti (=NE/NJ/NK+LR) v prostoru 110 kV GIS

STIKALIŠČA 79

6. 2. Obstoječe omare razvodov izmenične, razsmerjene in enosmerne napetosti (=NE+ LR, =NJ+LR,

=NK+LR) V PROSTORIH KOMANDNE STAVBE 20 KV 80

7. KABELSKE POLICE, EMC UVODNICE IN KABLI 80

7. 1. Kabelske police 80

7. 2. EMC UVODNICE 81

7. 3. Kabli 81

8. ELEKTROMONTAŽNA DELA 82

8. 1. Obseg 82

8. 2. Funkcionalni preizkusi opreme 83

8. 3. Dobava opreme in montažnega materiala 83

8. 4. Xxxxxx xxxxxxxx 00

8. 5. Ostale informacije 84

D. TABELE TEHNIČNIH PODATKOV 85

1. 1. Tabela minimalnih obveznih tehničnih in funkcionalnih lastnosti naprav za vodenje in zaščito ter kombiniranih naprav za zaščito in vodenje 85

1. 2. Daljnovodno polje 87

1. 3. Transformatorsko polje 98

1. 4. Zvezno polje 113

1. 5. Merilno polje 120

1. 6. OMARA SISTEMA VODENJA (110 KV GIS STIKALIŠČE) 125

2. OPREMA ZAŠČITE IN VODENJA 20 KV STIKALIŠČA 128

2. 1. Pregledna tabela naprav vodenja in zaščite ter preizkusnih vtičnic 128

2. 4. OMARA SISTEMA VODENJA (KOMANDNI PROSTOR 20 KV) 131

2. 5. Postajni računalnik z lokalno SCADO in računalnik za nadzor zaščite 135

3. OPREMA LASTNE RABE 138

3. 1. ENOTA VODENJA LASTNE RABE (VGRAJENA V OBSTOJEČO OMARO =NK+LR) 138

3. 2. Omara lastne rabe (=NE/NJ/NK+LR) – GIS prostor 138

4. SEZNAM OSTALIH NAPRAV TER REZERVNIH DELOV V SKLOPU OPREME ZAŠČITE IN VODENJA 141

5. SISTEM MERITEV 142

5. 1. Omara sistema meritev 142

5. 2. Sistem meritev – rezervni deli 143

6. PROCESNE VELIČINE 144

TEHNIČNI PRIKAZI

1. Enopolna shema 110 kV in 20 kV stikališča

2. Blok shema vodenja in zaščite RTP

3. Blok shema meritev in kakovosti el. energije

4. Blok shema lastne rabe

5. Blok shema 110 kV daljnovodnega polja

6. Blok shema 110 kV transformatorskega polja

7. Blok shema 110 kV zveznega polja

8. Blok shema 110 kV merilnega polja

9. Izgled omare vodenja in zaščite 110 kV daljnovodnega polja

10. Izgled omare vodenja in zaščite 110 kV transformatorskega polja

11. Izgled omare vodenja in zaščite 110 kV zveznega polja

12. Izgled omare vodenja in zaščite 110 kV merilnega polja

13. Izgled omare sistema vodenja STAVBA 20 kV

14. Izgled omare sistema vodenja STAVBA GIS 110 kV

15. Blok shema 20 kV izvodne celice TIP 1

16. Blok shema 20 kV izvodne celice TIP 2

17. Izgled NN omarice 20 kV izvodne celice TIP 1 - obstoječe

18. Izgled NN omarice 20 kV izvodne celice TIP 1 - predvideno

19. Izgled NN omarice 20 kV izvodne celice TIP 2

20. Izgled omare sistema meritev

TEHNIČNO POROČILO

A. UVODNA OBRAZLOŽITEV

Razdelilna transformatorska postaja RTP 110/20 kV Škofja Loka je bila zgrajena leta 1980. Večji del primarne 110 kV oprema je star skoraj 40 let in je po izkušnjah strokovnjakov za vzdrževanje 110 kV zunanjih prostozračnih AIS stikališč na robu življenjske dobe. Kovinske konstrukcije (portali, podstavki opreme) in betonski temelji portalov in podstavkov so dotrajani. Zanesljivost obratovanja s tako opremo je zelo kritična. Problem obnove primarne opreme je v tem, da ni mogoče dobiti rezervnih delov. Tudi kakovost celotnega ozemljilnega sistema na področju obstoječega prostozračnega 110 kV stikališča je vprašljiva, zato bi ga bilo potrebno nadomestiti z novim.

Po izkušnjah za rekonstrukcije tovrstnih objektov v Elektro Gorenjska in drugih distribucijskih podjetjih v Sloveniji in Evropi, je najbolj učinkovita rekonstrukcija takih stikališč, izgradnja novega nadomestnega 110 kV GIS stikališča, v bližini ali ob obstoječem prostozračnem 110 kV stikališču. Zelo pomembno je brez prekinitveno obratovanje v času rekonstrukcije, kar edino omogoča tak način rekonstrukcije.

Predvideno novo 110 kV GIS stikališče bo nameščeno v novi zgradbi, zgrajeni na vzhodni strani obstoječega prostozračnega 110 kV stikališča. Dovolj velik prostor na obstoječi lokaciji RTP (rušitev stare opuščene zgradbe 35/10 kV stikališča), omogoča vzporedno izgradnjo novega 110 kV GIS stikališča, ob nemotenem obratovanju obstoječega starega 110 kV stikališča.

Z izgradnjo novega 110 kV GIS stikališča, bo ponovno dolgoročno zagotovljeno zanesljivo obratovanje RTP, s tem pa bo zagotovljena kvalitetna in zanesljiva oskrba napajalnega območja RTP Škofja Loka z električno energijo.

V sklopu nove zgradbe 110 kV stikališča bosta na zahodnem delu zgradbe izvedena nova temelja ter pokrita boksa za namestitev dveh energetskih transformatorjev (premik obstoječih energetskih transformatorjev 110/20 kV, 40 MVA), s čimer se zmanjšuje vpliv zunanjih dejavnikov na transformatorja, zmanjšuje pa se tudi vpliv hrupa transformatorjev na okolico.

Ob zgradbi 20 kV stikališča bo v sklopu izgradnje zgradbe 110 kV GIS stikališča in novih boksov za energetska transformatorja, zgrajeno tudi novo Krajevno nadzorništvo Škofja Loka

– Medvode s pomožnimi prostori (garaže, priročno skladišče, delavnica).

V sklopu obnove objekta RTP bodo izvedeni tudi novi kabelski priključki na dovodne 110/20 kV daljnovode:

• izgradnja novega dvosistemskega 110 kV priključnega kablovoda med RTP in stojnim mestom SM3 na DV 2x 110 kV Kleče - Škofja Loka, Škofja Loka – Okroglo, tlorisne dolžine cca. 550 m in

• izgradnja novega dvosistemskega 1x 110 kV + 1x 20 kV priključnega kablovoda RTP – SM1 na DV 110/20 kV Škofja Loka – Železniki, tlorisne dolžine cca. 120 m.

Na celotnem območju RTP-ja se izvede nov ozemljilni sistem.

Po zagonu novega 110 kV stikališča ter vključitvi novih priključnih 110/20 kV kabelskih vodov se obstoječe prostozračno 110 kV stikališče v celoti demontira in odstrani. Obstoječi prostozračni priključni 110/20 kV vodi se na odsekih tras novih kabelskih vodov v celoti porušijo in odstranijo.

Izvede se nova zunanja ureditev območja RTP z ureditvijo asfaltiranega manipulacijskega dvorišča ter humusiranjem in zatravitvijo ostale površine znotraj ograjenega območja.

REKONSTRUKCIJA 110 kV STIKALIŠČA – PRIMARNA OPREMA

Predvideno novo 110 kV stikališče bo sodobno, v GIS izvedbi (kovinsko oklopljeno stikališče izolirano v plinu SF6) z dvosistemskimi zbiralnicami, z zveznim poljem, 110 kV meritvami na zbiralnicah, z dvema 110 kV transformatorskima poljema in z tremi 110 kV kabelskimi daljnovodnimi polji.

110 kV GIS stikališče bo postavljeno v zaprto, kompaktno zgradbo, z ustreznim kabelskim prostorom, locirano na mestu stavbe opuščenega 35/10 kV stikališča. Orientacija lege nove zgradbe je pravokotna na obstoječo zgradbo komande RTP in 20 kV stikališča. V zahodnem delu zgradbe bosta urejena dva nova pokrita podstavka (temelja) za namestitev energetskih transformatorjev 110/20 kV, 40 MVA (prestavitev obstoječih energetskih transformatorjev), s požarnimi stenami in urejenimi oljnimi lovilci z oljno jamo.

110 kV povezavi med energetskima transformatorjema in GIS stikališčem bosta izvedeni s 110 kV GIL povezavami skozi požarno varnostni prostor v TR bokse.

Obseg 110 kV GIS stikališča (enopolna shema) je v Sloveniji, posebno v prenosnem 110 kV omrežju, že uveljavljen sistem dvosistemskih zbiralnic z zveznim poljem:

	oznaka polja	vrsta polja	namen				vrsta priključka
1.	= E01	merilno-ozemljilno	110 kV meritve - ozem.				/
2.	= E02	110 kV DV polje	RTP Kleče				GIS KBV priključek na DV
3.	= E03	110 kV DV polje	RTP Okroglo				GIS KBV priključek na DV
4.	= E04	110 kV zvezno polje	zvezno polje				/
5.	= E05	110 kV TR polje	TR 1 MVA	110/20	kV,	40	GIL priključek na TR 1
6.	= E06	110 kV DV polje	RTP Železniki				GIS KBV priključek na DV
7.	= E07	110 kV TR polje	TR 2 MVA	110/20	kV,	40	GIL priključek na TR 2

110 kV polja bodo kovinsko oklopljena in izolirana s plinom SF6. Kot odklopnik (-Q0) v posameznih 110 kV poljih bo uporabljen SF6 odklopnik. Pri odklopnikih v GIS postrojih prevladujeta dve vrsti pogonskih mehanizmov in sicer motorno vzmetni ali hidravlično vzmetni mehanizem. Glede na obratovalne razmere ter sistem vodenja in zaščite, ki se uporablja v slovenskem prenosnem omrežju morajo imeti odklopniki v daljnovodnih poljih možnost enopolnega avtomatskega ponovnega vklopa (APV). Poleg tega morajo imeti odklopniki po dve izklopilni tuljavici ter morajo biti predvideni za dvopolno krmiljenje.

Izhodni daljnovodni ločilniki (-Q9) bodo na strani daljnovoda opremljeni z ozemljitvenimi ločilniki za ozemljitev daljnovoda (-Q8).

Zbiralnice 110 kV GIS postroja bodo dvosistemske, tokovno dimenzionirane za obratovanje 110 kV vodov v zanki (2000 A). Ozemljevanje posameznega sistema zbiralk poteka preko ozemljitvenih ločilnikov (-Q15, -Q25). Način preverjanja napetosti pred ozemljevanjem bo določen v obratovalnih navodilih.

Vsa daljnovodna in TR polja so na strani daljnovoda ali TR (za daljnovodnim ločilnikom - Q9), opremljena z meritvami napetosti z merilnimi napetostnimi transformatorji v vseh treh fazah.

Vsa polja imajo tipski razpored primarnih elementov. Vsi merilni tokovni transformatorji

so usmerjeni s primarno sponko »p1« v smeri VN zbiralnic, varnostna ozemljitev vseh sekundarnih navitij bo izvedena na sekundarnih sponkah »s2«.

Napetostni merilni transformatorji bodo imeli tehnične karakteristike, ki ustrezajo pogojem vgradnje glede nazivne napetosti, nazivne vzdržne napetosti in nazivne udarne napetosti. Sekundarna fazna napetost bo 100/√3 V. Za števčne meritve in vodenje se zagotovi navitje razreda 0.2, za zaščito pa navitja razreda 0.5/3P. Ločitev napetostnih merilnih transformatorjev bo omogočena z ročnimi ločilniki.

Tokovni merilni transformatorji bodo imeli tehnične karakteristike, ki ustrezajo pogojem vgradnje glede nazivne napetosti, nazivne vzdržne napetosti, nazivne udarne napetosti, kratkotrajnega termičnega toka in dinamičnega toka. Nazivni primarni tok v daljnovodnih poljih bo 1000 A, v transformatorskih poljih pa 250 A. Za števčne meritve in vodenje se zagotovi jedra razreda točnosti 0.2S primerne nazivne moči bremena. Jedra za distančno zaščito v daljnovodnih poljih bodo razreda 5P z efektivnim faktorjem ALF, ki ustreza petkratniku največjega pričakovanega kratkostičnega toka.

Za pravilno dimenzioniranje elektro opreme je potrebno upoštevati podatke študije REDOS 2040 – Spodnja Gorenjska, Študija EIMV št. 2285/4, l. 2015, o izračunu kratkega stika za VN, SN in NN opremo. Pri določitvi opreme je potrebno upoštevati opremo višjega reda tako, da bodo vsi glavni konstruktivni deli dolgoročno odgovarjali kratkostičnim razmeram (Ik110 kV = 40 kA).

Nove KDZ naprave se vgradijo v omare vodenja in zaščite v vseh treh daljnovodnih poljih. Povežejo se na stikalo za nadzor zaščit ELES. Nove naprave KDZ se vgradijo tudi na nasprotnih objektih. Nove KDZ naprave bodo imele GOOSE vmesnike in linijski del, za nasprotne objekte pa poleg GOOSE vmesnikov še relejske kontakte.

Ozemljitev nevtralne točke energetskih transformatorjev TR1 in TR2 bo na primarni (110 kV strani) izvedena preko odvodnika prenapetosti, na sekundarni (20 kV strani) pa preko nizkoohmskega upora (80 Ω) in resonančne dušilke (250 A).

Preko treh novih 110 kV kabelskih priključkov na obstoječe 110 kV daljnovode (DV 110 kV Kleče – Škofja Loka, DV 110 kV Škofja Loka – Okroglo in DV 110 kV Škofja Loka - Železniki) se bo novo 110 kV GIS stikališče (enako kot obstoječe prostozračno 110 kV stikališče) v RTP Škofja Loka vključilo v 110 kV »EES« Slovenije. Tak način vključevanja v 110 kV DV, omogoča nemoteno obratovanje v času okvar in remontov vseh 110 kV polj v RTP Škofja Loka.

REKONSTRUKCIJA 110 kV STIKALIŠČA – SEKUNDARNA OPREMA

Za delovanje primarne 110 kV in 20 kV elektro opreme RTP je potrebna sekundarna oprema po obsegu:

• naprave tehnološke lastne rabe,

• sistem zaščite in vodenja,

• telekomunikacije,

• tehnološke električne meritve,

• meritve oz. kontrola kvalitete el. energije.

Naprave tehnološke lastne rabe; lastna raba objekta se napaja preko obstoječega

transformatorja lastne rabe 20/0,4 kV, 250 kVA, nameščenega v TR prostoru v pritlični etaži objekta 20 kV stikališča. V NN prostoru poleg TR prostora je nameščena glavna razdelilna omara LR (=ND+LR). Do omare je izvedeno rezervno napajanje po NN kablu NAYY 4x 150 mm2, iz sosednje TP Frankovo naselje. Obstoječe omare razvoda izmenične napetosti (=NE+LR), razsmerjene napetosti (=NJ+LR), enosmerne napetosti (=NK+LR) in omara z usmernikom in razsmernikom (NK+G21), nameščene v komandnem prostoru, v nadstropju objekta 20 kV stikališča ter obstoječe AKU baterije, nameščene v pritlični etaži objekta 20 kV stikališča, ustrezajo potrebam rekonstruirane RTP.

Za potrebe tehnološke lastne rabe novega 110 kV GIS stikališča se v prostor novega GIS stikališča, poleg omar vodenja in zaščite namesti nova enotna omara z razvodi izmenične, razsmerjene in enosmerne napetosti (=NE/NJ/NK+LR).

Sistem zaščite in vodenja; distribucijski del RTP je daljinsko voden iz DCV Elektro Gorenjska, Kranj in je v normalnem obratovalnem stanju brez posadke. Lokalno upravljanje je iz komandnega prostora postaje in 110 kV omar v GIS prostoru (omara 110 kV polja – računalnik polja) in direktno na 110 kV primarni opremi - odklopnik, ločilniki, ozemljilniki). Sistem zaščite in vodenja temelji na protokolu IEC 61850.

V sklopu obnove se zamenja stari sistem zaščite in vodenja celotne RTP z novim, tehnološko ustreznim sistemom. To so inteligentne naprave za zaščito in vodenje 110 kV polj, razvite za uporabo v prenosnem omrežju ter inteligentne naprave za zaščito in vodenje 20 kV celic, razvite za uporabo v distribucijskem omrežju, ki bodo preko postajnega LAN omrežja povezane v nov komunikacijski računalnik in novo lokalno SCADO objekta, v kateri bodo zbrani vsi procesni podatki novega 110 kV in 20 kV stikališča ter lastne rabe.

Omara vodenja distribucijskega dela RTP s komunikacijskim računalnikom in postajnim LAN omrežjem, postajni SCADA računalnik, računalnik za nadzor zaščit ter oprema za lokalno vodenje RTP bo nameščena v komandnem prostoru objekta 20 kV stikališča, omara vodenja 110 kV stikališča bo nameščena v GIS prostoru. Skladno z določili »sporazuma o ureditvi daljinskega krmiljenja 110 kV stikališč na območju Elektra Gorenjska«, bo ELES daljinsko krmilil vsa 110 kV polja razen 110 kV DV polja Železniki in 110 kV TR polj TR1 in TR2.

Za komunikacijo z nadrejenim centrom vodenja DCV Elektro Gorenjska se vzpostavi samostojna komunikacijska pot s protokolom IEC 00000-0-000. Predvidi se tudi samostojna komunikacijska pot s protokolom IEC 00000-0-000, za komunikacijo z rezervnim centrom vodenja RDCV Elektro Gorenjska. Za komunikacijo z nadrejenim centrom vodenja RCV Eles se vzpostavi samostojna komunikacijska pot s protokolom IEC 00000-0-000. Predvidi se tudi samostojna komunikacijska pot s protokolom IEC 00000-0-000, za komunikacijo z rezervnim centrom vodenja RCV2 Eles.

Omare za zaščito in vodenje 110 kV stikališča bodo nameščene v GIS prostoru ob vzhodni steni zgradbe. Signalni kabli bodo speljani med GIS in omarami za zaščito in vodenje po kabelskih policah v kleti zgradbe GIS stikališča.

Sekundarna oprema bo projektirana skladno s Sistemskimi obratovalnimi navodili za prenosni sistem električne energije RS (SONPO, Ur. l. RS, št. 29/2016) ter skladno s tehničnimi pogoji sistemskega operaterja prenosnega elektroenergetskega omrežja Eles.

Telekomunikacije; v objektu RTP, v samostojnem TK prostoru v nadstropju stavbe 20 kV stikališča je izvedeno obstoječe optično TK vozlišče za potrebe Elektro Gorenjska. V pritlični etaži stavbe 20 kV stikališča, v samostojnem TK prostoru ima vgrajeno svoje TK vozlišče ELES. Lokacija ter konfiguracija obstoječih TK vozlišč ustreza potrebam rekonstruirane RTP in se s predvideno rekonstrukcijo ne spreminja.

S kablitvijo priključnih 110 kV povezav se odstrani del obstoječe OPGW vrvi, na odseku med RTP Škofja Loka in SM3 na DV 2x 110 kV Kleče – Škofja Loka, Škofja Loka – Okroglo. Obstoječa optična povezava se nadomesti z novo, izvedeno z zemeljskim optičnim kablom (ZOK), 48 vlaken, med RTP (priklop v obstoječ optični delilnik ELES) in SM3 (spojka na obstoječo OPGW vrv), položeno vzporedno z novimi priključnimi 110 kV kabelskimi vodi. Odstrani se tudi obstoječa optična povezava med SM1 na DV 110 + 20 kV Škofja Loka – Železniki ter nadomesti z novo, izvedeno z zemeljskim optičnim kablom (ZOK), 72 vlaken, med RTP (priklop v obstoječ optični delilnik EG) in SM1 (spojka na obstoječo OPGW vrv), položeno vzporedno z novimi priključnimi 110 + 20 kV kabelskimi vodi.

Zaradi izmenjave informacij, s pomočjo katerih je mogoče voditi RTP 110/20 kV Škofja Loka, morajo naprave in sistemi medsebojno komunicirati. Sekundarna oprema – inteligentne naprave vodenja in zaščite, komunikacijski računalnik in SCADA računalnik, bodo medsebojno povezani preko optičnih in električnih povezav. Za potrebe komunikacije za vodenje, meritve in zaščito za potrebe ELES se predvidijo ustrezne optične in bakrene prenosne poti (FTP).

Tehnološke električne meritve; v posameznih 110 kV poljih ter celicah 20 kV stikališča se bodo merile električne veličine skladno s tipizacijo v elektro distribuciji. Predvidene tehnološke električne meritve se bodo zajemale, obdelovale in prikazovale v posameznih računalnikih 110 kV polj in v posameznih napravah za zaščito in vodenje 20 kV celic. Zajete analogne informacije se prenašajo v računalnik SCADE in komunikacijski računalnik, od tam pa v DCV (RDCV) Elektro Gorenjska.

Meritve in kontrola kvalitete električne energije; so namenjene kontroli pretokov električne energije na osnovi pretoka energije preko dovodnih daljnovodnih polj ter pretoka energije preko energetskih transformatorjev. Zajem števčnih meritev bo izveden s precizijskimi mikroprocesorskimi štirikvadrantnimi števci v panelni izvedbi, nameščenimi v novi omari obračunskih meritev električne energije v GIS prostoru. Vgrajeni bodo dvosmerni kombinirani števci delovne in jalove energije razreda točnosti 0.2S po SIST EN 62053-22 za delovno in razreda točnosti 1S po SIST EN 62053-24 za jalovo energijo z interno registracijo min. 8 poljubno izbranih merjenih veličin (registrov) za obdobje min. 60 dni pri merilni periodi 15 minut. V novi omari bo nameščena naslednja merilna oprema:

• impulzni števec (delovna in jalova energija) za obračun (110 kV polje =E05 »TR1«),

• impulzni števec (delovna in jalova energija) za obračun (110 kV polje =E07 »TR2«),

• impulzni števec (delovna in jalova energija) za kontrolo (20 kV TR celica =J36

»TR2«),

• impulzni števec (delovna in jalova energija) za kontrolo (20 kV dovodna celica

=J12/J13 »TR1«),

• impulzni števec (delovna in jalova energija) za kontrolo pretoka energije (110 kV DV polje =E02 »DV Kleče«),

• impulzni števec (delovna in jalova energija) za kontrolo pretoka energije (110 kV DV polje =E03 »DV Okroglo«),

• impulzni števec (delovna in jalova energija) za kontrolo pretoka energije (110 kV DV polje =E06 »DV Železniki«),

• registrator kakovosti električne energije DRANETZ (ELES) na 110 kV strani,

• registrator kakovosti električne energije QWAVE POWER (Elektro Gorenjska) na 20 kV strani (2 kosa),

• registrator kakovosti električne energije QWAVE LIGHT (Elektro Gorenjska) na 110 kV strani.

Za prenos podatkov iz omare števčnih meritev se omogoči komunikacijske kanale (Ethernet) za navezavo na »Center daljinskih meritev ELES« (neodvisen komunikacijski izhod, protokol DLMS/COSEM, Ethernet vmesnik, ki bo neposredno komunikacijsko povezan v Elesovo števčno centralo) ter neodvisen komunikacijski izhod, povezan na

»Merilni center Elektro Gorenjske«.

B. SPLOŠNI TEHNIČNI POGOJI 1. Obseg projekta in meje dobave

1. 1. Obseg dobave in storitev

Predmet te razpisne dokumentacije je dobava in montaža sekundarne opreme za RTP 110/20 kV RTP Škofja Loka.

Dobavitelj mora biti strokovnjak na področju razpisane opreme in mora dobaviti vse naprave, opremo ali opraviti pomožna dela, ki predstavljajo bistven element za trajno, zanesljivo in varno delovanje opreme v obsegu te razpisne dokumentacije, tudi v primeru, če niso bile izrecno omenjene v razpisu. Ponudnik mora že v fazi priprave ponudbe opozoriti na morebitne pomanjkljivosti v razpisni dokumentaciji.

Osnovni obseg dobave opreme in pripadajočih storitev je naslednji:

• kompletno opremljene omare zaščite in vodenja 110 kV daljnovodnih polj (3x),

• dobava in montaža parov naprav za KDZ in sicer za relaciji Škofja Loka – Okroglo in Škofja Loka – Kleče, ter posodobitev para naprav DZ9 proizvajalca Iskra na relaciji Škofja Loka – Železniki,

• kompletno opremljene omare zaščite in vodenja 110/20 kV transformatorskih polj (2x),

• kompletno opremljena omara zaščite in vodenja 110 kV zveznega polja (1x),

• kompletno opremljena omara zaščite in vodenja 110 kV merilnega polja (1x),

• kompletno opremljena xxxxx xxxxxxxx meritev, z montažo v prostor 110 kV GIS stikališča,

• kompletno opremljena omara lastne rabe (=NE/NJ/NK+LR), z montažo v prostor 110 kV GIS stikališča,

• kompletno opremljena omara sistema vodenja (=Y02+W), z Ethernet komunikacijsko opremo,…, z montažo v GIS prostor 110 kV stikališča,

• nova vrata NN krmilnih omaric 20 kV celic z vgrajeno novo sekundarno opremo (SEKTOR 1,2,3),

• kompletno opremljena omara sistema vodenja (=Y01+W), s komunikacijskim računalnikom, Ethernet komunikacijsko opremo, satelitsko uro GPS,…, z montažo v komandni prostor 20 kV stikališča,

• montaža naprave za nadzor lastne rabe in objekta v enosmerni razvod =NK +LR,

• dobava in montaža EMC uvodnic za uvod kablov v posamezne omare,

• priključevanje signalno-krmilnih kablov na strani omar vodenja in zaščite (kabli bodo dobavljeni, na strani GIS postroja priključeni ter položeni in ustrezno označeni do lokacije omar vodenja in zaščite posameznih polj v sklopu primarne opreme 110 kV GIS stikališča),

• dobava, napeljava in priključevanje signalno-krmilnih kablov za potrebe števčnih meritev in meritev kakovosti električne energije,

• dobava, napeljava, zaključevanje in priključevanje optičnih kablov ter Ethernet komunikacijskih kablov,

• dobava, napeljava in priključevanje vseh potrebnih kabelskih povezav med omarami vodenja in zaščite transformatorskih polj ter 20 kV transformatorskimi

celicami, energetskimi transformatorji, uporom in dušilko,

• dobava, napeljava in priključevanje kablov lastne rabe (110 kV GIS prostor),

• demontaža obstoječih xxxx xxxxxxx in vodenja,

• vsa montažna dela za dobavljeno opremo,

• ozemljevanje vse novo vgrajene opreme, povezava na obstoječ ozemljilni obroč v kletni etaži (kabelskem prostoru) objekta, kompletno z dobavo vsega potrebnega materiala,

• parametriranje in programiranje celotnega sistema vodenja, zaščite in meritev,

• možnost vključitve nove opreme za vodenje in zaščito v obstoječ sistem vodenja in zaščite objekta zaradi zamenjave sekundarne opreme po fazah glede na obratovalna stanja objekta (objekt obratuje nemoteno brezprekinitveno),

• dobava in montaža postajnega računalnika z lokalno SCADO,

• tovarniško prevzemno preizkušanje opreme,

• embalaža in transport opreme na objekt (razloženo) z zavarovanjem,

• postavitev opreme v prostor,

• montaža z usposobljenim montažerjem, nulti servis, testiranje in prevzem opreme ter spuščanje v pogon v skladu z določili iz poglavja - Splošni tehnični pogoji,

• izvedba opreme v skladu s smernicami o EMC,

• vzpostavitev vodenja objekta, z vključitvijo nove opreme za zaščito in vodenje, komunikacijskega računalnika, postajnega računalnika, računalnika za nadzor zaščite, parametriranje lokalne SCADE, vzpostavitev komunikacijske poti za povezavo z DCV in RDCV Elektro Gorenjska ter RCV in RCV2 ELES…,

• šolanje osebja naročnika (uporabnikov opreme),

• vse ostale naprave in dejavnosti potrebne za celotno izvedbo del v okviru Pogodbe, ne glede na to, ali so posamezni detajli v tej DZR povsem opredeljeni.

• projektna dokumentacija PZI in PID sekundarne opreme, v računalniški in papirni obliki,

• navodila za obratovanje in vzdrževanje,

• garancijska doba za obseg dobave in del.

Storitve pri dobavi sekundarne opreme 110 kV stikališča in ostale razpisane opreme obsegajo še:

• projektno dokumentacijo sekundarne opreme (PZI, PID), v računalniški in papirni obliki,

• vso tovarniško dokumentacijo po zahtevah iz te razpisne dokumentacije (v računalniški in papirni obliki),

• navodila za obratovanje in vzdrževanje,

• prevzemna preizkušanja (FAT, SAT),

• pakiranje in transport do mesta vgradnje, razloženo,

• transportno in montažno zavarovanje,

• postavitev opreme v prostor,

• izvedba opreme v skladu s smernicami o EMC,

• izdelava protokolov o EMC,

• šolanje naročnikovega osebja (uporabnikov opreme) v tovarni in na objektu, skladno z zahtevami iz te razpisne dokumentacije,

• spuščanje v pogon,

• nulti servis,

• preverjanje razpoložljivosti opreme in sistema,

• garancijska doba za obseg dobave in del,

• druga oprema in storitve, ki niso navedene, so pa potrebne, da se vzpostavi delovanje celotnega sistema vodenja, zaščite in meritev.

Ponudnik je dolžan za ponudbo preučiti veljavno komercialno in tehnično zakonodajo, prostorske, klimatske, prometno-transportne in skladiščne možnosti ter predvideti tudi morebitne težave v zvezi s sočasnim obratovanjem naročnikovih obstoječih tehnoloških sistemov, čeprav niso dosledno navedeni v razpisni dokumentaciji.

Podrobnejši opisi tehničnih karakteristik opreme ter storitev po tej razpisni dokumentaciji so podani v točkah »Posebni tehnični pogoji« (poglavje C) in »Tabele tehničnih podatkov« (poglavje D) tega načrta.

1. 2. Rezervni deli in specialna orodja

Predmet ponudbe je tudi dobava dodatne rezervne opreme po specifikaciji naročnika.

Naročnik si pridržuje pravico, da rezervnih delov ne kupi.

Ponudnik mora v svoji ponudbi specificirati morebitne dodatne rezervne dele po svoji presoji ter navesti specialna orodja, katera bo naročnik potreboval za vzdrževanje in obratovanje opreme. Njihova cena mora biti vključena v skupno ceno opreme.

1. 3. Meje dobave

Kot meje dobave opreme in storitev, obravnavane v načrtu 3/2 tega projekta, naj bodo smatrane naslednje stične točke:

• gradbeno pripravljen objekt z nameščenim 110 kV GIS stikališčem (primarno opremo),

• ustrezno označeni signalno-krmilni, napajalni in merilni kabli iz 110 kV GIS postroja, na lokaciji omar sekundarne opreme,

• priključne sponke napajalnih in signalno-krmilnih tokokrogov na energetskih transformatorjih,

• vrstne sponke v pripadajoči NN krmilni omarici na posamezni celici 20 kV – SEKTOR 4

• vrstne sponke v pripadajoči NN krmilni omarici na posamezni celici 20 kV stikališča – SEKTOR 1,2,3 (žični snop iz nove opreme na vratih NN krmilne omarice se priključi na obstoječe sponke),

• vrstne sponke v omarah razdelilnikov lastne rabe, nameščenih v energetskem

prostoru v pritlični etaži ter komandnem prostoru v nadstropni etaži stavbe 20 kV stikališča,

• gradbeno pripravljene kinete za polaganje signalno-krmilnih, napajalnih in merilnih kablov med objektom GIS stikališča, objektom 20 kV stikališča in transformatorskimi prostori,

• mrežna prenosna pot preko Ethernet stikala do DCV in RDCV Elektro Gorenjska, v TK omari v TK prostoru EG,

• mrežna prenosna pot preko Ethernet stikala do RCV in RCV2 ELES, v TK omari v

TK prostoru ELES,

• ozemljitev celotne dobavljene opreme na pripravljeno ozemljitev objekta.

2. Splošne zahteve

2. 1. Pogoji vgradnje

Dobavitelj mora upoštevati naslednje pogoje vgradnje:

• oprema bo vgrajena na nadmorski višini 352 m,

• glavni klimatski meteorološki podatki, katere je potrebno upoštevati pri načrtovanju projekta:

- najvišja temperatura okolja +40 °C

- najnižja temperatura okolja -25 °C

- najvišja relativna vlažnost 85 %

- stopnja onesnaženja (po IEC) II

- razred bremena ledu 1

• Sekundarna oprema bo vgrajena v prostor, ki bo imel vzdrževano temperaturo:

- najvišja temperatura prostora +30 °C

- najnižja temperatura prostora +5 °C

• po slovenskem standardu SIST-ENV 1998 1-1, ki upošteva povratno dobo potresov 500

let, spada lokacija objekta v 7. potresno stopnjo z vrednostjo potresnega pospeška Qg = 10 %, tla pa se uvršča v razred B.

• oprema mora biti izdelana po predpisih za potresno varno gradnjo EUROCODE 8.

Upoštevati je potrebno projektni pospešek ag = 0,200 - 0,250 g, trdna tla tipa B,

• oprema mora ustrezati največji dovoljeni glasnosti 55 dB v notranjih prostorih po IEC,

• oprema mora ustrezati elektromagnetni kompatibilnosti (EMC) za tovrstne elektroenergetske objekte.

Ponudnik bo dostavil vse potrebne informacije o opremi, da se ugotovi, če je oprema primerna za klimatske razmere na mestu vgradnje.

2. 2. Obratovalni pogoji

Podatki o omrežju 110 kV:

• nazivna napetost sistema 110 kV

• maksimalna obratovalna napetost 123 kV

• nazivna frekvenca 50 Hz

• število faz 3

• minimalna izolacijska razdalja v zraku 900 mm (faza – zemlja)

1100 mm (faza – faza)

• zdržna kratkotrajna napetost obratovalne 230 kV (50 Hz, 1 min) frekvence

• zdržna atmosferska udarna napetost 550 kV (1,2/50 μs)

• ozemljitev 110 kV ničelne točke preko odvodnika prenapetosti

Podatki o omrežju 20 kV:

• nazivna napetost omrežja 20 kV

• najvišja napetost omrežja 24 kV

• nazivna frekvenca 50 Hz

• število faz 3

• minimalna izolacijska razdalja v zraku 160 mm (faza - zemlja)

220 mm (faza - faza)

• minimalna plazilna razdalja v zraku 480 mm

• zdržna kratkotrajna napetost obratovalne 50 kV (50 Hz, 1 min) frekvence

• zdržna atmosferska udarna napetost 125 kV (1,2/50 μs)

• ozemljitev 20 kV ničelne točke preko upora in fiksne dušilke

2. 3. Merske enote

Vse enote naj bodo navedene v SI merskem sistemu.

V vseh dokumentih, kot so korespondence, tehnični časovni načrti, risbe, naj bodo za dimenzije uporabljene decimalne mere. Na skicah ali brošurah, kjer so uporabljene drugačne enote, naj bo metrična ekvivalentnost označena v dodatku.

2. 4. Standardi in predpisi

Če v Posebnih tehničnih pogojih ni določeno drugače, morajo načrtovanje, konstrukcija, materiali, izdelava, montaža in preizkušanje vseh del in dobav v okviru te Pogodbe ustrezati odobrenim standardom.

Kot splošno veljavni za izvedbo del v okviru tega razpisa veljajo standardi:

• SIST (Slovenski nacionalni standardi),

• EN (evropskih standardi),

• ISO (International Standardization Organization),

• IEC (International Electrotechnical Commission).

Kot potrjeni standardi za dela po tej Pogodbi veljajo standardne publikacije naslednjih organizacij:

• SIST - Industrijski standardi veljavni v Republiki Sloveniji,

• EN, CEN, CENELEC - Evropski standardi,

• ISO - International Standardization Organization,

• IEC - Mednarodna elektrotehniška komisija,

• DIN - Nemške industrijske norme,

• VDE - Nemška elektrotehniška komisija,

• BSI - British Standards Institution.

Če v kakšnem ali kakšnih primerih ne obstajajo SIST, EN, IEC ali ISO standard, potem mora dobavitelj predložiti naročniku v potrditev ustrezen nacionalni standard. Naročnik lahko potrdi tudi kakšen drug standard, ki ga predlaga ponudnik, pod predpostavko, da je napisan ali preveden v jezik Pogodbe in je naveden kot ekvivalent kateremu od standardov navedenih v tem poglavju.

Dobavitelj mora za ponujeno opremo navesti priporočila, predpise in standarde, po katerih je oprema izdelana in preizkušena.

2. 5. Garantirane vrednosti

Dobavitelj mora garantirati, da glavne karakteristike dobavljene opreme ne bodo odstopale od zahtevanih vrednosti navedenih v Splošnih tehničnih pogojih (poglavje B), Posebnih tehničnih pogojih (poglavje C) in Tabelah tehničnih podatkov (poglavje D).

2. 6. Materiali in postopki

Vsi materiali, uporabljeni za izdelavo specificiranih naprav ali potrošni material, uporabljen pri storitvah v okviru te pogodbe, morajo ustrezati zahtevanim parametrom.

Potrjeni standardi za dobavo materialov so SIST, EN, ISO, IEC, v Sloveniji veljavni JUS, DIN in VDE. Materiali morajo biti novi, prvovrstne kvalitete, ustrezati morajo zadnji izdaji ustreznega standarda. Specifikacija materialov mora biti razvidna v pripadajoči dokumentaciji, ki jo mora proizvajalec predložiti v potrditev.

Vsi materiali morajo biti skrbno izbrani, tako da bodo v celoti izpolnjevali specificirane zahteve. Povsod tam, kjer standardni materiali ne izpolnjujejo zahtev, je potrebno uporabiti materiale enakega ali višjega razreda.

Če v teku izdelave naprav pride do odstopanj od dokumentacije in/ali navodil, mora dobavitelj o tem takoj pisno obvestiti naročnika. Predlog nove rešitve mora biti del pisnega obvestila. Dela se lahko nadaljujejo šele po odobritvi naročnika.

2. 7. Standardne napetosti

Na objektu so uporabljene naslednje standardizirane napetosti:

	nazivna napetost	maksimalna obratovalna napetost	ozemljitev nevtralne točke
Prenosni VN sistem:	110 kV	123 kV	preko odvodnika prenapetosti

Prenosni SN sistem:	20 kV	24 kV	preko upora
Nizka napetost:
izmenična trifazna napetost	400/231 V, ± 5%, štirižični, ozemljen (TN-C-S)
izmenična enofazna napetost	230 V, ± 5%, trižični, ozemljen (TN-C-S)
enosmerna napetost za krmiljenje in zaščito	110 V, + 15%, -10%, neozemljen s kontrolo izolacije
sistem neprekinjenega izmeničnega napajanja	230 V, ± 1%, trižični, ozemljen (TN-S)

Zgornje napetosti so najvišje nazivne obratovalne napetosti naprav po IEC 60038.

Frekvenca izmeničnega sistema je 50 Hz.

Zahtevane nazivne vrednosti tokov za posamezno opremo in naprave so navedene v posebnih tehničnih pogojih.

2. 8. Identifikacijski napisi in izpisi

Vsak pomembnejši del opreme mora biti na vidnem mestu opremljen s trajno obstojno napisno ploščico proizvajalca z osnovnimi podatki o proizvajalcu, serijsko številko, datumu proizvodnje in glavnimi tehničnimi podatki. Ploščice na večjih kosih opreme morajo biti nameščene spredaj in zadaj. Tablice in pritrdilni elementi morajo biti odporni proti koroziji in drugim zunanjim vplivom.

Napisi na napisnih ploščicah (opreme, omar, elementov v omarah, naprav itd.) morajo biti dobro čitljivi in v slovenskem jeziku.

Vsi opozorilni napisi, ki so potrebni za varno obratovanje, morajo biti na objektu enotno oblikovani in nameščeni na vidnih mestih.

Vsaka kabelska ali žična povezava mora biti na obeh koncih ustrezno označena in skladna z oznakami iz kabelskih list ali načrtov.

2. 9. Barvno označevanje

V splošnem naj barvno označevanje na krmilnih panelih, električnih povezavah in podobno, sledi priporočilom IEC. Živi deli električnih povezav naj bodo barvno označeni po IEC 60446:

vodnik		alfanumerična oznaka	simbol	barva
sistemi izmenične napetosti	fazni 1	L1		rjava
	fazni 2	L2		črna

	fazni 3	L3		siva
	ničelni	N		sv. modra
sistemi enosmerne napetosti	pozitiven	L+	+	rdeča
	negativen	L-	-	modra
	ničelni	M		sv. modra
skupni ozemljilni in ničelni v sistemih TN-C		PEN		modra z zeleno/rumeno oznako in obratno
zaščitna ozemljitev		PE		zeleno / rumena

2. 10. Zasnova naprav

Splošno

Zasnova naprav mora omogočati vgraditev opreme na predvideno mesto, zagotoviti ustreznost vsem tehničnim pogojem razpisa, enostavno vzdrževanje ter zanesljivo in varno obratovanje. Ob zasnovi mora dobavitelj upoštevati zadnje izsledke dobre inženirske prakse ter najnovejša mednarodna ali nacionalna priporočila in standarde. Pri zasnovi je potrebno upoštevati vse pogoje vgradnje, kompatibilnost z obstoječimi napravami in inštalacijami na objektu.

Posamezni deli opreme na objektu morajo biti tam, kjer je to mogoče, kar najbolj standardizirani. S tem je omogočeno minimiziranje rezervnih delov in poenostavitev vzdrževanja, zamenjave ali nadomestitve. Za ta namen lahko investitor v fazi projekta predpiše tipe drobnega mehanskega in električnega materiala, ki ga mora dobavitelj uporabiti za svojo opremo.

Oprema z vsemi pomožnimi deli potrebnimi za normalno obratovanje mora biti popolnoma brez napak. Ob zasnovi, izvedbi in montaži opreme mora dobavitelj upoštevati s predpisi zahtevane zaščitne ukrepe in ozemljitve. Pri tem je potrebno upoštevati tudi zahteve ustreznih standardov.

Vsi deli električne opreme, ki lahko pridejo pod napetost, morajo biti mehansko zaščiteni pred nehotenim dotikom ali dodatno izolirani. Mehanska zaščita se lahko odstrani le s posebnim orodjem.

Konstrukcijske zahteve

Oprema mora biti konstruirana po najnovejših tehniških izsledkih z mehansko zaščito stopnje najmanj IP21 za opremo, ki je nameščena v notranjih (zaprtih) prostorih in najmanj IP55 za opremo, ki je montirana v zunanjih prostorih.

Oprema mora imeti predpisane priključke za ozemljitev.

Konstrukcija opreme mora biti prilagojena transportu po cesti. Za vsako vrsto opreme je treba navesti težo najtežjega dela in izmere embalirane naprave. Upoštevati je potrebno izmere montažnih odprtin na objektih.

Vsa težja oprema mora biti opremljena s kljukami za prenašanje pri transportu in montaži.

Nizkonapetostne priključne sponke, releji in instrumenti morajo biti nameščeni na zaščitenem delu, ki je lahko dosegljiv tudi med obratovanjem, obenem pa onemogoča slučajni dotik delov pod napetostjo. Oznake priključkov morajo biti jasne in na vidnem mestu.

Omogočen mora biti lahek dostop do sponk ali priključkov in servisiranja opreme in elementov. Elementi za ročno krmiljenje in nadzor morajo biti nameščeni na višini največ 1,8 m od končne višine tal.

Vsa oprema mora biti prilagojena za priključitev kablov s spodnje strani. NN priključne sponke morajo biti nameščene tako, da je omogočen lahek dostop in priključevanje krmilno signalnih, merilnih, napajalnih in optičnih kablov.

Vsaka omara ali omarica mora imeti na delu, kjer bodo ozemljeni plašči kablov, ustrezno pripravljeno eno ali več ozemljitvenih zbiralk, ki bodo omogočile, glede na priporočila o omejevanju sekundarnih prenapetosti v električnih postrojih, pravilno izvedbo ozemljitve oklopa.

Vsa oprema mora biti narejena tako, da živali ne morejo povzročati kratkih stikov. Na omaricah se uporabi pločevinaste zaporne plošče z EMC kabelskimi uvodnicami.

Vse naprave, povezave in kabelski dovodi morajo biti izdelani tako, da se prepreči izbruh požara, njegovo razširjanje ali kakršnokoli škodo povzročeno z ognjem.

Vse omare, omarice in druga oprema morajo biti opremljene s priključnimi sponkami ustrezne kvalitete, proizvod proizvajalca s pozitivnimi referencami na tem področju in oštevilčene s trajnimi številkami oz. oznakami. Sponke so lahko predmet unifikacije na objektu, ki jo predpiše investitor. Zahtevane so sponke enake kvalitete ali boljše kot sponke proizvajalcev Xxxxxxxxxxx ali Xxxxxxx. Vse žične zveze morajo nositi oznake elementov/sponk, na katere so priključene.

Vsa stikalna in zaščitna oprema mora biti kvalitetne izvedbe, proizvod proizvajalca s pozitivnimi referencami na tem področju in je predmet možne unifikacije na objektu, ki jo predpiše naročnik.

V vsakem primeru mora biti mogoč odklop napajanja omarice oziroma naprave s pomočjo v omarici nameščenih ročno krmiljenih stikalnih elementov. Za lažje spremljanje delovanja in obratovalnih stanj opreme mora biti na vratih izvedena ustrezna signalizacija.

Naprave morajo biti modularne, sestavljene iz enot, ki so primerne za lahek transport in enostavno montažo. Sestavni deli morajo biti hitro zamenljivi brez posebnega orodja.

Vse omare morajo biti ustrezno zaščitene proti koroziji in končno lakirane v barvi

RAL7035.

Vse omare morajo, glede na prostorske zahteve, imeti ustrezno izdelan podstavek.

Vsi stiki vodnikov morajo biti ustrezno obdelani (posrebreni ali cinjeni) in v skladu z veljavnimi standardi.

Dobavljena ali vgrajena oprema mora biti sposobna prenesti vse električne, mehanske in termične obremenitve, do katerih lahko pride med normalnim obratovanjem in ob eventualnih kratkih stikih ali zemeljskih stikih.

Razdalje med vodniki in med vodniki in ozemljenimi deli morajo ustrezati veljavnim tehničnih predpisom in standardom.

Vsaka naprava mora biti opremljena s tovarniškimi in tipskimi oznakami ter z napisnimi tablicami za označitev namena in uporabe v slovenskem jeziku. Na vratih vsake omare mora biti nameščen žep, v katerega mora biti vložen načrt ožičenja posamezne omare.

Deli naprav, ki bodo stalno ali občasno na visokem potencialu, morajo biti zaščiteni pred nenamernim dotikom in po predpisih vidno označeni.

Ožičenje in priključni elementi

Celotno ožičenje v krmilnih in pogonskih omaricah ipd. mora biti izvedeno z bakrenimi žicami in mnogožičnimi vodniki minimalnega preseka;

• 0,75 mm2, za vodnike signalizacije,

• 1,5 mm2, za vodnike krmiljenja,

• 2,5 mm2, za vodnike merilnih tokokrogov.

Izolacijski material mora biti negorljiv PVC, ali drug material s podobnimi lastnostmi. Brez posledic mora zdržati vse obratovalne električne in druge obremenitve na mestu vgradnje.

Na vseh ožičenih priključkih morajo biti montirani žični končniki ustreznih dimenzij glede na debelino žičnih zvez. Vsi zunanji priključki morajo biti izvedeni na enem ali več ločenih spončnih letvah. Spončne letve morajo biti ustrezno oštevilčene z leve proti desni in od zgoraj navzdol.

Uporabljene sponke morajo biti ustrezne kvalitete in so predmet unifikacije na objektu. Nameščene bodo na vrstni letvi. Biti morajo samostojne, negorljive, z dvema ločenima pritrdilnima ploščicama, primerne za spoj vhodnih ali izhodnih kompaktnih ali pletenih vodnikov. Vsaka spončna letev mora vsebovati dodatnih 20 % rezervnih sponk. Med vsakim tokokrogom in različnimi kategorijami se uporabijo izolacijske pregrade. Njihova oblika mora biti taka, da zagotavljajo zadostno zaščito, obenem pa tudi enostaven dostop do sponk.

Proizvajalec mora pravilno površinsko zaščititi priključke proti oksidaciji. Vsi priključki morajo biti trajno in pravilno označeni z identifikacijskimi številkami, neobčutljivimi na vlago in olje. Oznake morajo biti trdno nameščene, da ne odpadejo, tudi v primeru, če je žična zveza odpeta.

Pomožna oprema

Kjer je to zahtevano, morajo biti elementi opremljeni s pomožnimi stikali, kontaktorji in mehanizmi za indikacijo, zaščito, meritve, krmiljenje, zapahovanje in ostalo. Vsi kontakti pomožnih stikal morajo biti ožičeni na spončno letev. Pomožna stikala morajo biti montirana na dosegljivem mestu in ustrezno zaščitena, imeti morajo močan kontaktni sistem.

Grelci v stikalnih omarah, krmilnih omarah, panelih itd. morajo biti avtomatsko krmiljeni z nastavljivimi termostati/higrostati in morajo preprečiti kondenziranje vlage. Vse omare, ne glede na to, če so opremljene z grelci ali ne, morajo imeti drenažne odprtine in kanale za stekanje morebiti nastalega kondenza iz omare.

Zaščitne naprave morajo biti ustrezno izbrane za zaščito uporabljenih elementov in delov sistema. Zaščitne naprave morajo biti opremljene z vsemi potrebnimi pomožnimi napravami kot sprožniki, časovnimi releji, zunanjo ročno resetirno napravo z zastavico,…. Dovoljevati morajo enostaven dostop za testiranje in nastavitve. Izklop zaradi delovanja zaščite mora biti signaliziran kot alarm.

Ozemljitev naprav

Osnovni namen ozemljitev naprav je:

• zaščita ljudi, ki prihajajo v stik z napravami,

• zaščita same naprave in ostalih naprav, ki so z njimi povezane in

• zmanjšanje električnih motenj.

Na osnovi navedenega delimo ozemljitve na:

• zaščitno ozemljitev, to je ozemljitev tistih delov naprav, ki ne pripadajo električnim tokokrogom naprav. Običajno so to izolirani deli naprav, na katerih se lahko zaradi poškodbe izolacije pojavi nevarna napetost;

• obratovalno ozemljitev, to je ozemljitev tistega dela naprav, ki je stalno ali občasno sestavni del obratovalnega električnega tokokroga.

Vsi kovinski deli naprav, ki v normalnem obratovanju niso pod napetostjo in lahko pridejo v stik z obratovalnim in vzdrževalnim osebjem, morajo biti galvansko povezani z nosilno jekleno konstrukcijo aparata.

Dobavitelj opreme mora posredovati morebitne zahteve in predloge dodatnih ukrepov in izvedbe ozemljitev naprav, ozemljitve bo po njegovem predlogu izvedel naročnik.

2. 11. Elektromagnetna združljivost (EMC)

V celotni razdelilno transformatorski postaji so izvedeni zaščitni in varnostni ukrepi za odstranitev oziroma ublažitev elektromagnetnih motenj, ki vplivajo na delovanje vseh občutljivejših električnih naprav.

Tako so posamezne komponente krmilnih sistemov in vsa ostala oprema vodenja

izpostavljene raznim zunanjim elektromagnetnim vplivom, ki jih stalno povzročajo prisotne elektroenergetske naprave, občasno pa tudi posamezne okvare na teh napravah. Med tovrstne motnje lahko štejemo tudi vse atmosferske razelektritve. Motnje lahko povzročajo nepravilno delovanje sekundarne elektro opreme in z njimi povezanih naprav ali pa celo nezaželeni izpad posameznega sklopa postaje.

Elektromagnetne motnje se deli na naravne in na motnje nastala zaradi prisotnosti drugih energetskih in elektronskih naprav. Naravne motnje so predvsem atmosferske motnje. Vse ostale motnje pa so posledica prisotnosti drugih električnih naprav, ki stalno povzročajo različne motnje kot so nihanje napetosti, onesnaženje z višjimi harmoniki, razni stikalni manevri bližjih elektroenergetskih stikalnih naprav, hitri in ultra hitri prehodni pojavi in tudi hitre tokovne in napetostne spremembe.

Splošni viri motenj so fluorescentne svetilke, napajalne enote, usmerniške in razsmerniške naprave, pogoni v sklopu lastne rabe, kontaktorji, elektromagnetni ventili, ipd. V GIS postrojih so največji vir motenj stikalni manevri primarnih elementov in še posebej ločilk. Ločilna stikala praviloma nimajo hitrih pogonov, zato ob vklopih ali predvsem izklopih nastajajo motnje visokih frekvenc, ki se prenašajo na sekundarne tokokroge posameznega polja in posledično postroja.

Zagotovitev elektromagnetne kompatibilnosti moramo doseči z različnimi ukrepi v objektu:

- razpored opreme v omarah in konstrukcija xxxx,

- kabli in polaganje kablov,

- izenačevanje potencialov v objektu,

- oklepanje in ukrepi za zmanjšanje elektromagnetnih motenj,

- izvedba ozemljitev in strelovodne napeljave.

Za sekundarne tokokroge v poljih se morajo uporabiti predpisani kabli in upoštevati naslednja pravila:

- uporabijo se samo kabli z bakrenimi oklepi,

- oklep mora biti tokovno obremenljiv, zato mora biti njegov presek vsaj 4 mm2,

- konstrukcija mora biti takšna, da čim bolj pokrije obseg kabla,

- oklep mora biti iz bakrenih žičk, ki so spletene v mrežo ali radialno razporejene po obsegu ali iz kontinuiranega traku, ki je ovit radialno po obsegu kabla ali iz kombinacije traku in žičk,

- za kable, ki potekajo po zgradbi je priporočljivo uporabljati oklep iz žičk, ki tvorijo gibko pletenico, ta je lahko tudi korozijsko zaščitena.

Vsa oprema mora biti izdelana po domačih SIST in mednarodnih standardih, ki predpisujejo vse potrebne ukrepe za preprečitev vplivov ali omilitev elektromagnetnih motenj in predvsem v skladu z zadnjo izdajo standardov:

- IEC61000 (Electromagnetic compatibility, EMC),

- IEC60478 (Stabilized power supplies, DC output, Reference levels and measurment of conducted electromagnetic interference),

- IEC60950 (Safety of information technology equipment).

Ta spisek standardov ne sme biti omejujoč. Zahteve za primarno in sekundarno opremo ter sisteme na področju elektromagnetne združljivosti EMC izhajajo iz stanja tehnike, ki je opisano s standardom IEC 694 (1996-03) ter zahtev, ki so postavljene v študiji EIMV št.

1809, Ljubljana 2006: »Analiza in tipizacija tehničnih ukrepov za zagotovitev elektromagnetne združljivosti v načrtovanih in saniranih distribucijskih postrojih« in EIMV št. 1903, Ljubljana 2008; »Segment elektromagnetne združljivosti pri vzdrževanju distribucijskih postrojev 110kV/SN in SN/0,4kV«. Navedene zahteve opredeljujejo motnje, ki jih primarna oprema seva v okolje in motnje, ki potujejo po sekundarnem ožičenju od primarne opreme do sekundarne opreme in sistemov.

Nove spoje na osnovno ozemljilno mrežo in različnih materialov (podstavki...) je potrebno izvesti z vso pazljivostjo skladno z naštetimi navodili.

Na zahtevo Xxxxxxxxx mora dobavitelj med izvedbo, med testiranji in garancijsko dobo dokazati, da je električna oprema odporna na elektromagnetne motnje. Takšne meritve (če je potrebno) morajo biti narejene s strani dobavitelja in vsi stroški, če se pojavijo, mora kriti dobavitelj.

3. Projektna dokumentacija

Ponudnik mora ponuditi vso projektno dokumentacijo in navodila za obratovanje in vzdrževanje za dobavljeno opremo.

Za potrebe vgradnje nove opreme 110 kV stikališča RTP 110/20 kV Škofja Loka bo v nadaljnjih fazah projekta izdelana najmanj naslednja projektna dokumentacija s področja elektrotehnike:

• Projektna dokumentacija za izvedbo gradnje (PZI) v naslednji sestavi:

- Vodilni načrt – načrt elektrotehnike, primarna oprema 110 kV GIS stikališča (izdela naročnik),

- Načrt s področja elektrotehnike, ozemljitve in strelovodna inštalacija objekta RTP+KN (izdela naročnik),

- Načrt s področja elektrotehnike, električne inštalacije objekta (izdela naročnik),

- Načrt(i) s področja elektrotehnike, sekundarna oprema (predmet razpisa – izdela/dobavi dobavitelj),

- Načrt(i) s področja elektrotehnike, lastna raba (predmet razpisa – izdela/dobavi dobavitelj).

• Projektna dokumentacija izvedenih del (PID) v naslednji sestavi:

- Vodilni načrt – načrt elektrotehnike, primarna oprema 110 kV GIS stikališča (izdela naročnik),

- Načrt s področja elektrotehnike, ozemljitve in strelovodna inštalacija objekta RTP+KN (izdela naročnik),

- Načrt s področja elektrotehnike, električne inštalacije objekta (izdela naročnik),

- Načrt(i) s področja elektrotehnike, sekundarna oprema (predmet razpisa – izdela/dobavi dobavitelj),

- Načrt(i) s področja elektrotehnike, lastna raba (predmet razpisa – izdela/dobavi dobavitelj).

• Navodila za obratovanje in vzdrževanje.

Vodja projekta in pooblaščeni inženirji; izdelovalci načrtov ozemljitev, električnih inštalacij in primarne opreme bodo imenovani s strani naročnika, pooblaščeni inženirji; izdelovalci načrta(ov) sekundarne opreme in opreme lastne rabe ter izdelovalec navodil za obratovanje in vzdrževanje, morajo biti imenovani s strani dobavitelja.

Dobavitelj izdela/dobavi detajlne Projekte za izvedbo (PZI) sekundarne opreme po tej razpisni dokumentaciji in po končanih delih Projekt izvedenih del (PID), z vsemi vnesenimi spremembami med izvedbo, dobavo in montažo vgrajene sekundarne opreme. Dobavitelj izdela/dobavi Navodila za obratovanje in vzdrževanje za dobavljeno opremo.

Vsebina projektne dokumentacije mora biti v skladu s Pravilnikom o projektni dokumentaciji (Ur. l. RS št. 36/2018).

Projektna dokumentacija mora biti izdelana po načelu tipske dokumentacije EG – tipska polja.

PZI in PID morata biti celovito obdelana, kar pomeni, da morajo biti projektno obdelani konstrukcijski izgledi omar, vse kabelske in žične povezave sekundarne opreme 110 kV in 20 kV stikališča, vse povezave do sponk primarne opreme in vsi ostali sistemi, ki so predmet rekonstrukcije stikališča.

PZI in PID načrt(i) sekundarne opreme mora vsebovati:

- kompletno opremo vodenja in zaščite ter meritev 110 kV in 20 kV stikališča,

- kompletno opremo števčnih meritev in kakovosti električne energije,

- kompletno opremo lastne rabe (meja projekta so sponke na sekundarni strani transformatorja lastne rabe),

- omare sistema vodenja,

- vsa medsebojna ožičenja vgrajene opreme za zaščito in vodenje,

- komunikacijske povezave med napravami,

- programska oprema računalnikov polj, zaščit, komunikacijskega računalnika in SCADA računalnika (prikaz izvedenih uporabniških logičnih funkcij),...

Dokumentacija za vsak posamezni sklop dobavljene opreme mora vsebovati najmanj:

- naslovno stran s ključnimi podatki posameznega polja

- vsebino

- xxxxxxxx xxxxx

- blok shemo posameznega polja

- blok xxxxx xxxxxxxxxx

- blok sheme komunikacijskih povezav (fizičnih in logičnih)

- opis delovanja z nastavljenimi parametri naprav

- shemo »GOOSE« sporočil med numeričnimi napravami

- vezalne sheme xxxx xxxxxxx in zaščite

- izgledi omar vodenja in zaščite in podstavkov

- razporeditev elementov v omarah,

- seznam uporabljene opreme in elementov

- spončne letve z notranjimi in zunanjimi priključki

- kabelske povezave s seznami kablov

- seznam napisnih tablic in ploščic

- potrebne montažne risbe, tlorise

- atesti, merilni listi, poročila, tovarniška testna poročila, certifikati itd.

Vezalne sheme primarnih elementov (primarne opreme) morajo biti kompletno zajeti (prerisani) v načrte sekundarne opreme vodenja in zaščite.

Vsa dokumentacija mora biti v slovenskem jeziku, razen splošnih delov (prospektni material itd.), ki so lahko v angleškem jeziku.

Dobavitelj mora v roku 45 dni od dne podpisa pogodbe oddati vso PZI dokumentacijo naročniku v pregled.

Za vso vgrajeno opremo mora izvajalec do tehničnega pregleda zagotoviti ustrezne slovenske certifikate, projekt izvedenih del (PID) ter navodila za obratovanje in vzdrževanje za dobavljeno opremo.

Vsebina Navodil za obratovanje in vzdrževanje za dobavljeno opremo je predmet dogovora med naročnikom in dobaviteljem. Navodila je potrebno izdelati za opremo, ki je predmet dobave in montaže. Navodila za obratovanje in vzdrževanje je potrebno namestiti na lokaciji nove nameščene opreme.

Predmetni načrti projekta PZI in PID morajo biti izdelani in oddani na papirju v 6 izvodih in v elektronski obliki, na ustreznem elektronskem mediji – po dogovoru z naročnikom:

- risbe v formatu .dwg – ACAD,

- teksti v formatu .doc (.docx),

- izračuni, izpiski iz baz podatkov v formatu .xls (.xlsx).

Predmetne načrte projekta PZI mora dobavitelj pred pričetkom del predati naročniku v pregled in potrditev projektnih rešitev.

4. Pregledi in preizkusi opreme, spuščanje v pogon

Preizkušanje opreme formalno verificira projektne rešitve, konstrukcijo in sposobnosti sistema ali naprave. Skladnost s specifikacijami se ugotavlja s preverjanjem analitičnih podatkov, preizkušanjem elementov in demonstriranjem delovanja. Končni prevzem zajema tudi preverjanje celovitosti dobave opreme ter potrditev pravilnosti in celovitosti dokumentacije.

Ponudnik mora ponuditi vsa preizkušanja in spuščanje v pogon. Osnovna preizkušanja so:

• prevzemno preizkušanje v tovarni (FAT),

• prevzemno preizkušanje na objektu (SAT),

• preverjanje razpoložljivosti opreme in sistema.

Vsi preizkusi morajo biti izvedeni po zahtevah IEC standardov, če ni drugače dogovorjeno med dobaviteljem in naročnikom.

Dobavitelj je dolžan izvesti tudi druga preizkušanja, ki niso navedena v teh specifikacijah, so pa potrebna za celovitost in varnost naprav, če to zahteva naročnik. Vse potrebne naprave in instrumente za izvedbo zahtevanih preizkusov mora zagotoviti dobavitelj.

Ponudnik mora na osnovi naročnikovih podatkov izdelati vse potrebne izračune, merilne in nastavitvene protokole in druge algoritme, ki so potrebni za preizkušanja in spuščanje v pogon ter jih pravočasno (vsaj 20 dni pred testiranjem opreme) dostaviti naročniku v pregled in potrditev.

Za vse izvedene preizkuse in spuščanje v pogon je potrebno voditi ustrezno dokumentacijo (poročila, merilni listi, protokoli itd.), iz katere je jasno razvidno, kateri preizkusi so se izvedli in kdo je odgovorna oseba.

4. 1. Prevzemni preizkusi v tovarni (FAT)

Prevzem opreme se opravi v tovarniških prostorih. Tovarniško preizkušanje opreme izvede in overi tovarniška služba za zagotovitev kakovosti (QA/QC) ne glede na morebitno prisotnost predstavnika naročnika, ki pa mora biti predhodno o preizkušanjih obveščen.

Stroški prevzemanja morajo biti vključeni v pogodbeni ceni.

Dobavitelj mora pripraviti vse postopke (protokole) za tovarniška preizkušanja, v skladu z veljavnimi tehničnimi predpisi, najnovejšimi standardi in tehničnimi specifikacijami ter jih posredovati naročniku v odobritev. Tovarniška preizkušanja se morajo odvijati v skladu s temi postopki, kar je izključna naloga dobavitelja. Prav tako je dobavitelj, ne glede na odobritev preizkusov od predstavnika naročnika, še vedno odgovoren za pravilno delovanje opreme po vgraditvi. Stroške organizacije tovarniških preizkusov vključi dobavitelj v ceno dobave.

S tovarniškim preizkušanjem se preveri vse specificirane funkcije opreme v tovarniških pogojih. V primeru neuspešnih tovarniških preizkušanj nosi celotne stroške ponovnih tovarniških preizkušanj dobavitelj opreme.

Dobavitelj mora vnaprej pripraviti vse potrebne postopke in preizkuse in obvestiti naročnika najmanj 20 dni pred pričetkom preizkušanja opreme. Dobavitelj je ob preizkušanju dolžan predložiti potrdila in dokazila o brezhibnosti uporabljene preizkusne uporabljene opreme in merilnih instrumentov.

Osnovna preizkušanja so:

• splošna vizualna in dimenzijska kontrola, skladno z zahtevami tega razpisa in tehnično dokumentacijo,

• kosovni preizkusi v skladu z zahtevami standardov za posamezno opremo,

• napetostni zdržni preizkusi glavnih kontaktov z napetostjo industrijske frekvence,

• napetostni zdržni preizkus krmilnih in pomožnih tokokrogov,

• meritev prehodne upornosti glavnih kontaktov,

• preizkusi mehanskega delovanja,

• preizkus tesnjenja,

• kontrola antikorozijske zaščite kovinskih delov,

• funkcionalni preizkusi delovanja posameznih enot in celotnega sistema.

Dodatna preizkušanja opreme zaščite in vodenja:

• vizualni pregled xxxx xxxxxxx in zaščite,

• preizkus krmilnih in signalnih tokokrogov,

• preizkus merilnih tokokrogov,

• preizkus zaščitnih funkcij,

• pregled in preizkus shem na LCD prikazovalniku,

• pregled in preizkus protokolov (IEC 61850 edition 2 in IEC 60870-5-104),

• preizkus signalnih poti med enotami zaščite in vodenja, lokalno SCADO in daljinskim centrom vodenja DCV, RDCV (ali z dejansko SCADO/DCV ali s simulatorjem). Opremo priskrbi naročnik.

Vsa odstopanja od zahtevanih vrednosti se dokumentira v dnevniku proizvajalca. Potrebna popravila se prav tako vpiše in opiše ter jih preverijo predstavniki naročnika in dobavitelja. Pri odstopanjih lahko vodja projekta v imenu naročnika zahteva prekinitev in ponovno preverjanje za neustrezno opremo kot tudi za druge funkcijsko navezane module.

4. 2. Prevzemni preizkusi na objektu (SAT) in spuščanje v pogon

Po končani montaži in pred preizkusnim obratovanjem mora dobavitelj posamezne naprave kot tudi celoto preizkusiti. Pred začetkom teh preizkušanj mora dobavitelj posredovati naročniku v potrditev vse predvidene postopke preizkušanj. Dobavitelj si mora za preizkušanje sam zagotoviti vso testno in merilno opremo. Preizkušanje naj se izvede v skladu s standardi IEC ob obvezni prisotnosti predstavnika dobavitelja ter ob navzočnosti naročnika oziroma s strani naročnika pooblaščene strokovne institucije.

Vsi preizkusi se izvajajo v sodelovanju z naročnikom.

Pri tem je treba upoštevati navodila in predpise proizvajalca opreme, mednarodne standarde, splošno veljavne predpise in zahteve naročnika oziroma uporabnika.

Dobavitelj je dolžan na lastne stroške odpraviti vse pomanjkljivosti na sami opremi oziroma pri delovanju opreme, če je pomanjkljivost posledica nepravilne montaže, poškodb pri transportu oziroma nepravilnosti same naprave.

Pri spuščanju v pogon mora izvajalec izvesti vse preizkuse, ki vključujejo:

- preizkus delovanja posameznih naprav (pravilna priključitev, pravilen zajem podatkov in izdaja komand, pravilen prikaz podatkov na zaslonih računalnikov polj, zaščitnih napravah in lokalnih krmilnih panelih),

- funkcionalni preizkusi posameznih naprav (preizkus delovanja posameznih enot),

- preizkus komunikacijskih povezav,

- funkcionalni preizkusi zaključenih celot (preizkus delovanja celotnega polja, delovanje blokad itd.),

- preverjanje celotne poti signalov od izvora (VN naprave) do ponora (komunikacijski računalnik, SCADA postajni računalnik, center vodenja),

- preverjanje celotne poti komand od izvora (komunikacijski računalnik, SCADA postajni računalnik, center vodenja) do ponora (VN naprave),

- ostali preizkusi, ki niso navedeni, so pa potrebni, da se preveri delovanje celotnega sistema vodenja, zaščite in meritev.

Stavljanje v pogon (pod napetost) izvede naročnik sam ob prisotnosti dobavitelja.

4. 3. Prevzem opreme

Po zaključeni montaži celotne opreme naročnik opravi Strokovno tehnični pregled (STP). Do STP-ja mora biti izdelana in predana vsa projektna in tehnična dokumentacija, skladno s pogoji iz razpisne dokumentacije. Če naročnik pri STP-ju ugotovi pomanjkljivosti v zapisniku opozori nanje dobavitelja in določi rok, v katerem jih mora odpraviti.

Po uspešno zaključenem in z zapisnikom potrjenem spuščanju v pogon (stavljanju pod napetost) dobavitelj in naročnik izdelata in potrdita zapisnik o prevzemu opreme.

4. 4. Preverjanje razpoložljivosti opreme in sistema

Po opravljenih in s strani naročnika potrjenih funkcionalnih preizkusih se prične obratovati z normalnim obratovalnim stanjem z zahtevano razpoložljivostjo sistema in opreme 0,9996.

Ob nedoseženi razpoložljivosti sistema in opreme je dobavitelj dolžan odpraviti vse okvare v najkrajšem roku, ki pa ne sme biti daljši kot 14 dni. Po odpravljenih okvarah spet začne teči rok preverjanja razpoložljivosti sistema in opreme.

5. Konfiguracija, programiranje in parametriranje

Ponudnik mora ponuditi parametriranje, programiranje in konfiguracijo sistema, ki vključuje:

- parametriranje naprav zaščite,

- parametriranje naprav vodenja,

- parametriranje in programiranje komunikacijskega računalnika,

- parametriranje ethernet stikal,

- parametriranje in programiranje SCADA aplikacije,

- parametriranje in programiranje naprav za nadzor zaščite,

- tehnična podpora pri parametriranju števcev in registratorjev kakovosti električne energije,

- programiranje in parametriranje enote za nadzor skupnih naprav postaje,

- nadgradnja programske opreme (enote zaščite in vodenja stikališča 20 kV in lastne rabe),

- druge storitve, ki niso navedene, so pa potrebne, da se vzpostavi delovanje celotnega sistema vodenja, zaščite in meritev.

Vse vhodne parametre, ki jih bo potreboval ponudnik za nastavitev posameznih elementov (parametri zaščit, vodenje, meritve) bo zagotovil naročnik.

6. Dokumentacija

Dobavitelj mora predložiti opise, risbe, diagrame, grafe, krivulje, logične sheme vodenja in podobne dokumentirane informacije, ki so potrebne za kvalitetno vrednotenje ustreznosti

naprav in opreme, ki jo namerava dobaviti. Predložiti je potrebno tudi logične sheme sistema vodenja glede na standard IEC 61850 edition 2 in IEC 104. Pred izdelavo opreme je predložena projektna in tehnična dokumentacija predmet naročnikovega pregleda in potrditve. Pregled dokumentacije mora biti opravljen v skupno dogovorjenem roku. Popolna dokumentacija, potrjena s strani naročnika, je pogoj za uspešno tovarniško prevzemno preizkušanje. V primeru pripomb, ki se nanašajo na ustreznost zahtevam razpisa, mora dobavitelj pripombe upoštevati in s strani naročnika določenem roku popravljeno dokumentacijo vrniti v ponovni pregled. Morebitni nesporazumi ali nejasnosti se rešujejo na skupnih sestankih.

V primeru, da se med potekom projekta ugotovi, da so določeni deli dokumentacije pomanjkljivi ali nejasni, lahko naročnik zahteva dopolnitev ali dodatno dokumentacijo.

Kljub uskladitvi dokumentacije z naročnikom, dobavitelj ostane polno odgovoren za brezhibno delovanje dobavljene opreme. Dobavitelj je dolžan naročnika opozoriti, v kolikor meni, da predlogi in zahteve naročnika niso tehnično korektni.

6. 1. Obseg dokumentacije za dobavo opreme in roki predaje

Dobavitelj je dolžan v fazi priprave in med projektom predložiti naslednjo dokumentacijo (na papirju v treh izvodih in v elektronski obliki na ustreznem elektronskem mediji – po dogovoru z naročnikom):

1. Ob predložitvi ponudbe:

• kot zahtevajo navodila o pripravi ponudbe v Razpisni dokumentaciji,

• specifikacijo opreme in storitev z izpolnjenimi tabelami tehničnih podatkov (z ločenim seznamom rezervnih delov),

• podroben opis opreme in delovanja z ustreznim prospektnim materialom, ki

vsebujejo vse potrebne tabele in grafe, ki so merodajni za izbiro opreme,

• risbe v skladu s točko 6. 2. Dokumentacija v fazi ponudbe,

• seznam certifikatov in tipskih testov za vsak posamezni tip naprave.

2. Ob prevzemu opreme v tovarni:

• dopolnjeno in s strani naročnika potrjeno kompletno tehnično dokumentacijo opreme,

• kopijo povzetkov o tipskih preizkusih,

• poročilo o kosovnih preizkusih,

• poročilo o prevzemnih preizkusih,

• dokumentacijo za šolanje v slovenskem jeziku,

• navodila za montažo v slovenskem jeziku,

• obratovalna navodila v slovenskem jeziku,

• vzdrževalna navodila v slovenskem jeziku,

• izjavo o skladnosti po standardu EN 45014.

Vsa dokumentacija mora po obliki, vsebini in uporabljenem jeziku ustrezati zahtevam slovenske zakonodaje.

6. 2. Dokumentacija v fazi ponudbe

Dokumenti in risbe, ki so priloženi tej dokumentaciji za razpis, so informativni in opisni. Ponudnik je kljub temu dolžan dobaviti ustrezen kompleten material in izvesti vsa dela za zagotovitev kompleksne in funkcionalne celote.

Risbe v dokumentaciji za razpis kažejo osnovno dispozicijo in predstavljajo dopolnilo specificiranemu obsegu del.

Ponudnik mora jamčiti, da so informacije v specifikacijah in risbah zadostne, da lahko predloži tehnično in komercialno korektno ponudbo. Kasnejše uveljavljanje razlike v ceni za dodatna dela ali storitve ni dovoljeno.

Ponudnik ima pravico in dolžnost zahtevati dodatna pojasnila ali komentirati katerikoli dokument ali risbo v dokumentaciji za razpis do termina navedenega v Navodilih ponudnikom. Po predaji ponudbe se smatra, da je ponudnik proučil dokumentacijo za razpis v celoti in da jo sprejema brez omejitev in v celoti. Naročnik ne bo pristal na dodatne zahteve, nastale zaradi spregleda ali nedoslednosti.

Ponudnik mora v svoji Ponudbi predložiti listo dokumentacije, ki jo zahteva od naročnika kot pogoj za izvedbo ponujenih storitev.

Ponudba mora minimalno vsebovati sledeče risbe:

• blok shemo kompletnega sistema vodenja in zaščite RTP-ja,

• blok shemo vodenja in zaščite posameznega tipskega 110 kV polja,

• blok shemo vodenja in zaščite posamezne tipske 20 kV celice,

• blok shemo števčnih meritev in kakovosti el. energije,

• blok shemo ponujene opreme lastne rabe,

• izgled omar vodenja in zaščite posameznih tipičnih 110 kV polj,

• izgled NN krmilnih omaric posameznih tipičnih 20 kV celic,

• izgled omar sistema vodenja,

• izgled omare sistema števčnih meritev in kakovosti el. energije,

• izgled omare lastne rabe (=NE/NJ/NK+LR – GIS prostor).

Ponudnik mora v svoji ponudbi predstaviti tudi detajlni program usposabljanja, tako vsebinsko kot časovno.

6. 3. Dokumentacija pri izvajanju elektromontažnih del

V tem poglavju je definirana dokumentacija, poročila in zapisniki, ki jih mora izvajalec izročiti naročniku in procedura izročitve teh dokumentov.

Dobavitelj mora naročniku izročiti naslednjo dokumentacijo:

• program dela za montažo - vgradnjo - po logično zaključenih sklopih naprav,

• tehnično korespondenco,

• poročila (za potrebe STP),

• komplet projekta za izvedbo PZI z vnesenimi spremembami, ki so nastale med montažo (STP).

Zaporedje izročitve dokumentacije naročniku mora biti logično. Vsa dokumentacija, ki se formalno izroča v potrditev, mora nositi uradno izvajalčevo identifikacijo. Izvajalec mora najprej predložiti naročniku v potrditev spisek dokumentacije, ki jo bo predložil v potrditev.

Vsi dokumenti morajo nositi identifikacijsko serijsko številko/oznako skladno s klasifikacijo, ki jo bosta uskladila izvajalec in naročnik.

Vse informacije, dokumentacija, spiski, programi, itd. morajo biti narejeni, oblikovani in predloženi v potrditev v terminih in ob datumih, ki bodo zagotovili tekoče odvijanje projekta brez zaostankov.

Kvaliteta dokumentacije mora biti taka, da bo dopuščala hitro potrjevanje. Dokumenti, ki ne bodo ustrezali tem zahtevam, bodo s spremnim komentarjem vrnjeni izvajalcu v popravilo in/ali dopolnilo. Naročnik ima absolutno pravico odločati o tem, katera dokumentacija je sprejemljiva.

Vsa dokumentacija mora temeljiti na slovenskem standardu SIST ISO 9001 zadnje izdaje

- Sistem kakovosti - Model zagotavljanja kakovosti v načrtovanju/razvoju in servisiranju.

Slovenski standard SIST ISO 8402 Kakovost - slovar se upošteva neposredno pri definiciji splošnih, osnovnih in temeljnih izrazov in je odločilen za medsebojno razumevanje ali presojo v stikih med izvajalcem in naročnikom.

6. 4. Dokumentacija v fazah po podpisu Pogodbe

Korespondenca

Vsa tehnična korespondenca mora biti naslovljena na pogodbenega predstavnika naročnika.

Vsa korespondenca mora biti kodirana in oštevilčena po proceduri, kakor jo bo določil naročnik.

Program dela

Dobavitelj mora izdelati detajlni program svojega dela in ga posredovati naročniku v potrditev. Iz programa mora biti razvidni tudi delo izven rednega delovnega časa naročnika. Program dela mora biti narejen po fazah za montažo/vgradnjo posameznih funkcionalnih sklopov.

Dobavitelj mora funkcionalne sklope in faze del uskladiti z naročnikom in od njega za to delitev doseči potrditev. Dobavitelj je dolžan v program dela vključiti tudi osebje nadzora montaže, specialiste/preizkuševalce posameznih sklopov opreme in osebje naročnika. Za uskladitev obeh programov je v fazi izvajanja del odgovorno osebje naročnika.

Dokumentacija za izvedbo

Dobavitelj mora pred začetkom del na gradbišču, skladno s terminskim planom projekta, zagotoviti 2 (dva) celotna izvoda projekta za izvedbo (PZI), za montažo opreme, katera bosta na razpolago na gradbišču.

Dobavitelj bo vnašal v 1 (en) izvod projekta za izvedbo vse korekcije napak, ki jih izvajalec med delom odkrije in vse spremembe ter modifikacije, ki nastanejo med deli na gradbišču. Tako dopolnjena dokumentacija bo služila kot osnova za izdelavo dokumentacije Projekta izvedenih del.

Vse spremembe ter modifikacije Projekta za izvedbo so predmet odobritve nadzornega organa (nadzornika) naročnika in projektanta.

Dnevnik montažnih del in knjiga obračunskih izmer

Dobavitelj mora voditi ažuren dnevnik opravljenih del, opravljenih v rednem delovnem času, in nadurah za dela po razpisni dokumentaciji (za elektro dela), vse v skladu s "Pravilnikom o gradbiščih" (Ur. list RS št. 55/08 in 54/09 – popr.).

Dnevnik mora vsebovati zapiske za vsako vrsto del, ločeno in zadosti podrobno, tako da je možno dobiti opravljeno število človek-ur in naprava-ur in jasno ugotoviti:

• obseg opravljenega dela,

• čas in trajanje zamud,

• trajanje okvar posameznih naprav.

Poročila izvedenih del

Dobavitelj je dolžan redno, tedensko, poročati naročniku o izvedenih delih.

Operativni sestanki

Poročanje o izvedenih delih se izvaja na operativnih sestankih. Dobavitelj je dolžan aktivno sodelovati na operativnih sestankih. Sestanki bodo na gradbišču, v prostorih naročnika ali preko interneta, sodelovala pa bosta dobavitelj del in naročnik, po potrebi pa tudi projektant.

Koordinacijski sestanek vsebuje najmanj naslednji dnevni red:

• potrditev zapisnika prejšnjega koordinacijskega sestanka,

• pregled izvršenih del v primerjavi z načrtovanim obsegom,

• morebitne težave pri realizaciji in ostala odprta vprašanja.

Dokumentacija izvedenih del

Dobavitelj mora ves čas izvajanja del skrbno urejati projekt za izvedbo in v 1 (en) izvod ažurno vnašati vse spremembe in korekcije, do katerih prihaja med montažo. Če se sprememba ali korekcija nanaša na prikaz v več dokumentih, je potrebno to vnesti v vse pripadajoče dokumente.

Na podlagi korigirane tehnične dokumentacije dobavitelja in potrdila nadzornika izdela projektant končno projektno dokumentacijo, to je Projekt izvedenih del (PID) sekundarne

opreme. Projekt izvedenih del (PID) sekundarne opreme je predmet razpisne dokumentacije.

7. Usposabljanja

Dobavitelj mora organizirati usposabljanje za osebje naročnika, da bo le-to lahko sodelovalo pri preizkušanju in vgradnji, kot tudi kasneje pri obratovanju, vzdrževanju in dograditvah sistema vodenja, zaščite in meritev v RTP.

7. 1. Osnovne zahteve

Dobavitelj mora organizirati usposabljanje za osebje naročnika bodisi na lokacijah naročnika ali pri dobavitelju oziroma proizvajalcu, v odvisnosti od zvrsti usposabljanja in razpoložljive opreme. Naročnik si pridržuje pravico, da se odloči kakšno usposabljanje bo opravljeno in da izbere mesto usposabljanja. Usposabljanje mora doseči, da bo osebje naročnika usposobljeno za preizkušanje, obratovanje, vzdrževanje in dodelavo opreme. Dobavitelj je odgovoren, da priskrbi ustrezne prostore, dokumentacijo usposabljanja, ustrezno opremo za usposabljanje in izurjeno osebje – učitelje. Vsa usposabljanja morajo biti v slovenskem jeziku.

Ponudnik mora ponuditi dve vrsti usposabljanja:

• usposabljanje za uporabnike – operaterje, dežurne delavce na domu in odgovorne osebe (za predvidoma 5 udeležencev) in

• usposabljanje za vzdrževalce in razvijalce sistema (za predvidoma 5 udeležencev).

Trajanje usposabljanja za uporabnike – operaterje:

- 1 x enodnevni tečaj pred/med dobavo sistema,

- 1 x enodnevni tečaj po dobavi sistema na samem sistemu.

Trajanje usposabljanja za vzdrževalce in razvijalce sistema:

- 1 x tridnevni tečaj pred dobavo sistema,

Ponudnik mora v svoji ponudbi predstaviti detajlni program usposabljanja, tako vsebinsko kot časovno. Število in spisek oseb, sodelujočih pri posamezni stopnji usposabljanja bo usklajeno najmanj 4 tedne pred pričetkom usposabljanja. V tem času morajo udeleženci prejeti vsak svojo kopijo dokumentacije za usposabljanje (brošura s programom usposabljanja, zbirko znanja, nasveti in tipičnimi operacijami pri uporabi oz. vzdrževanju in razvoju sistema). Urnik usposabljanja mora upoštevati, da bo osebje naročnika predvidena znanja obvladalo v celoti, ko bo oprema vgrajena na objektu.

Po končanem usposabljanju mora dobavitelj naročnikovemu osebju izdati certifikat, ki potrjuje usposobljenost ravnanja z dobavljeno opremo.

Naročnik si pridržuje pravico do sprememb v okviru ponujenega programa usposabljanja ter izbrati nekatera pomembna usposabljanja, ki jih bo moral dobavitelj organizirati kasneje, v fazi obratovanja objekta, v primerih ugotovljene nezadostne usposobljenosti oziroma usposabljanja dodatnih naročnikovih kadrov.

Usposabljanje mora potekati stopenjsko in mora postopoma pripeljati šolajoče do takšnega nivoja znanja, da bodo samostojno obvladovali sistem. Usposabljanja osebja naročnika mora zajemati najmanj naslednje teme:

- teoretične osnove

- splošni pregled delovanja naprav zaščite in vodenja,

- splošni pregled delovanja komunikacijskega računalnika,

- pregled zmožnosti opreme in sistema,…

- praktični del

- parametriranje zaščitnih naprav (zaščitne funkcije),

- parametriranje IEC61850 edition 2 (zaščitne naprave, komunikacijski računalnik),

- parametriranje ostalih komunikacijskih vmesnikov,

- upravljanje in s sistemom zaščitnih naprav,

- upravljanje in s komunikacijskim računalnikom,

- upravljanje z napakami na sistemu,

- upravljanje lokalne SCADE na administratorskem nivoju (spoznavanje arhitekture sistema, delovanja sistema, izdelavo in korekcijo zaslonskih prikazov, urejanje baze, parametriranje sistema, arhiviranje, diagnostika,…),

- upravljanje lokalne SCADE in posledično objekta na nivoju uporabnika,

- vzdrževalni posegi na sekundarni opremi,

- sodelovanje pri spuščanju v pogon.

Urnik usposabljanja mora upoštevati, da bo oprema (strojna in programska) vgrajena, ko bo osebje naročnika moralo le-to obvladovati v celoti. Ponudnik mora zagotoviti, da usposabljanje ne bo opravljeno prezgodaj pred samo dobavo.

7. 2. Usposabljanje za uporabnike opreme

Ponudnik mora organizirati usposabljanje za vse uporabnike - operaterje. Na tem usposabljanju se morajo uporabniki teoretično in praktično seznaniti s sistemom, spoznati normalno in nenormalno obratovanje/delovanje sistema itd.. Usposabljanje mora vključevati pregled vseh prikazov in izpisov, uporabo načina dela vseh prikazov, postopkov pri nenormalnem obratovanju, diagnostike itd..

Ponudnik lahko usposabljanje organizira v svojih prostorih ali prostorih naročnika.

Usposabljanje mora potekati v slovenskem jeziku.

Po končanem šolanju morajo biti uporabniki zmožni sami upravljati in nadzorovati celoten sistem.

7. 3. Usposabljanje za vzdrževalce in razvijalce opreme

Usposabljanje mora biti organizirano z namenom, da naročnikovo osebje pridobi dovolj znanja o obratovanju sistema, tako da ga lahko uspešno vzdržuje in nadgrajuje in tudi zamenjuje posamezne dele opreme.

Usposabljanje mora obsegati najmanj naslednje sklope:

- distančna zaščita DV,

- diferenčna zaščita TR,

- zbiralnična zaščita 110 kV,

- računalnik polja 110 kV,

- enota zaščite in vodenja 20 kV celice,

- sistem postajnega vodenja,

- števčne naprave.

Do začetka spuščanja v pogon morajo vzdrževalci oz. razvijalci obvladati vse naprave v sistemu. Ponudnik mora med spuščanjem v pogon vzdrževalce oz. razvijalce vključiti v izvedbo del.

Po končanem šolanju morajo biti razvijalci in vzdrževalci zmožni samostojno vzdrževati in razvijati sistem (zamenjava in parametriranje nove opreme, dodajanje novih naprav in signalov itd.).

8. Garancija

Garancijski rok za razpisano opremo je najmanj 36 mesecev od dneva podpisa zapisnika o dokončnem prevzemu opreme po opravljenih funkcionalnih testiranjih na objektu in uspešno zaključenem spuščanju v pogon.

Ob reklamaciji zaradi odpovedi naprave v času garancije je dobavitelj dolžan najkasneje v roku 1 (enega) dne po prejemu pismenega obvestila poslati na objekt svojega predstavnika. Če tega ne naredi, lahko naročnik zahteva novo napravo v breme dobavitelja.

Napake ali pomanjkljivosti dobavljene opreme v reklamacijskem roku ugotavlja skupna komisija sestavljena iz predstavnikov naročnika in dobavitelja.

Če ne pride do sporazuma predstavnikov dobavitelja in naročnika, je merodajen sklep registrirane ustanove za preizkušanje sporne naprave v Sloveniji.

9. Vzdrževanje po preteku garancijske dobe

Po preteku garancijske dobe mora dobavitelj nuditi možnost sklenitve vzdrževalne pogodbe, za vzdrževanje novega sistema zaščite in vodenja v RTP 110/20 kV Škofja Loka (Priloga Razpisne dokumentacije).

Ponudnik v ponudbenem predračunu, ki se nahaja v Razpisni dokumentaciji navede ceno letnega pavšala za vzdrževanje sistema vodenja in zaščite (intervencijska pripravljenost in periodični pregledi).

Za redno izvajanje pogodbenih storitev vzdrževanja sistema mora izvajalec vzdrževanja sistema vodenja in zaščite zagotavljati potrebno število strokovnjakov, ustrezno servisno in testno opremo ter instrumentarij.

Izvajalec vzdrževanja sistema vodenja in zaščite zagotavlja, da bo pričel z intervencijskim posegom v odvisnosti od časa prijetega poziva o okvari v naslednjih časovnih okvirih. Poziv prejet:

• med delavniki:

o med 7:00 in 16:00 – odziv v roku 8 ur,

o izven delovnega časa – odziv naslednji delovni dan,

• dela prosti dnevi (sobota oz. kolektivni dopust) – odziv v 24 urah,

• prazniki in nedelje – odziv naslednji delovni dan,

• večdnevni praznik ali vezava praznika in nedelje – odziv v 24 urah.

V primeru višje sile se ta čas podaljša za čas, kot trajajo izredne razmere. Višja sila se ugotavlja v skladu s splošnimi obligacijskimi predpisi.

10. Tehnična regulativa

Dolžnost dobavitelja opreme je, da upošteva slovenske panožne akte, ki temeljijo na slovenskih SIST, evropskih EN ter mednarodnih standardih IEC tako, da izpolnjuje vse zahteve ustreznih smernic Evropske Unije. V primeru, da zgoraj omenjeni standardi za določeno opremo ne obstajajo, lahko dobavitelj predlaga uporabo ustreznih nacionalnih standardov.

Dobavitelj mora pri svojem delu upoštevati najmanj:

• Gradbeni zakon (Ur. list RS 61/17, 72/17-popr.),

• Zakon o meroslovju ZMer-1-UPB1 (Ur. list RS 26/2005),

• Zakon o standardizaciji ZSta-1 (Ur. list RS 59/99),

• Zakon o varnosti in zdravju pri delu ZVZD-1 (Ur. list RS 43/11) s pripadajočimi pravilniki,

• Zakon o varstvu pred požarom ZVPoz-UPB1 (Ur. list RS 3/2007, 9/2011 in 83/2012),

• Zakon o varstvu okolja ZVO-1 (Ur. list RS, št. 41/2004 s spremembami).

Dobavitelj opreme mora izpolnjevati zahteve in smernice o EMC, ki so v smislu panožnih zahtev.

Dobavitelj mora za ponujeno opremo navesti priporočila, predpise in standarde, po katerih je oprema izdelana in preizkušena.

11. Embaliranje in transport

Dobavitelj je dolžan vso opremo, ki je predmet tega razpisa, ustrezno embalirati tako, da je zaščitena pred morebitnimi poškodbami med transportom do objekta in v objektu ali poškodbami zaradi nepravilne embalaže. Vsak kos embalaže mora biti na dveh nasprotnih straneh vidno označen, oznaka mora vsebovati osnovne podatke o vsebini, teži in navodila za pravilno rokovanje. Vsi kosi opreme težji od 50 kg morajo biti opremljeni za strojni transport na objektu. Vsi električni deli, ki bi jih lahko poškodovala vlaga, morajo biti v vodotesno zaprti embalaži.

Rezervni deli morajo biti ločeni od ostale opreme v embalaži, ki zdrži skladiščenje najmanj 10 let.

Transport opreme do objekta oziroma mesta namestitve in skladiščenja opreme v RTP 110/20 kV Škofja Loka je možen po cesti. V Škofja Loka bo možno začasno skladiščiti vso opremo, ki je v obsegu te razpisne dokumentacije. V primeru nezmožnosti skladiščenja dobavljene opreme naročnik priskrbi nadomestno lokacijo začasnega skladiščenja.

Dobavitelj sam organizira celotno nalaganje, transport in razlaganje opreme in materiala, ki je predmet dobave. Pregledati mora možnosti in način transporta težkih in velikih kosov opreme do objekta in v objektu do končnega mesta vgradnje, o čemer mora vsaj tri tedne pred transportom natančno obvestiti naročnika. Dobavitelj mora za transport in transportno zavarovanje podati ločene cene.

C. POSEBNI TEHNIČNI POGOJI

1. Sekundarna oprema - splošno

Za zanesljivo obratovanje primarne 110 kV in 20 kV elektroenergetske opreme je potrebna sekundarna oprema po obsegu:

• sistem zaščite in vodenja 110 kV GIS stikališča,

• sistem zaščite in vodenja 20 kV stikališča,

• sekundarna oprema lastne rabe objekta ter

• sistem tehnoloških in obračunskih meritev električne energije.

Za potrebe obratovanja 110 kV in 20 kV stikališča se namesti nov sistem sekundarne opreme. To so inteligentne naprave za zaščito in vodenje 110 kV in 20 kV polj, ki bodo preko postajnega LAN omrežja povezane v nov komunikacijski računalnik in novo lokalno SCADO objekta, v kateri bodo zbrani vsi procesni podatki novega 110 kV GIS stikališča in novega 20 kV stikališča – SEKTOR 4 ter obstoječega 20 kV stikališča – SEKTOR 1,2,3 in lastne rabe objekta.

Za komunikacijo z nadrejenim centrom vodenja DCV Elektro Gorenjska se vzpostavi samostojna komunikacijska pot s protokolom IEC 00000-0-000. Predvidi se tudi samostojna komunikacijska pot s protokolom IEC 00000-0-000, za komunikacijo z rezervnim centrom vodenja RDCV Elektro Gorenjska. Komunikacijski računalnik s postajnim LAN omrežjem komunicira s protokolom IEC 61850 edition 2.

Za komunikacijo z nadrejenim centrom vodenja RCV ELES in RCV2 ELES se vzpostavi 2x samostojna komunikacijska pot s protokolom IEC 00000-0-000. Za zagotavljanje varnosti med omrežjem Elektro Gorenjska in omrežjem ELES se uporabi požarni zid.

2. Sistem zaščite in vodenja 110 kV stikališča

2. 1. Splošno

Predmetna projektna dokumentacija predvideva dobavo kompletnega sistema zaščite, vodenja in meritev ter lastne rabe za 110 kV stikališče.

Delno opremo sistema zaščite in vodenja 20 kV stikališča ter opremo za obstoječo lastno rabo dobavi naročnik (naprave za zaščito in vodenje, preizkusne vtičnice in indikatorje napetosti dobavi naročnik).

Glavne funkcije sistema zaščite in vodenja so:

• omogoča varno in zanesljivo obratovanje postaje,

• omogoča zajem podatkov za potrebe zaščit, nadzora, obračuna, kontrole, analiz itd.,

• omogoča zajem podatkov iz skupnih naprav postaje,

• omogoča različne režime in mesta vodenja postaje (zasilno vodenje, vodenje na nivoju polja, na nivoju postaje in daljinsko vodenje iz centra vodenja),

• omogoča izmenjavo podatkov med podrejenimi in nadrejenimi sistemi,

• omogoča prikaz podatkov v obliki slepih shem, tabel in poročil,

• omogoča zajem števčnih meritev, meritev kakovosti električne energije in posredovanje podatkov v center vodenja,

• omogoča daljinsko komunikacijsko povezavo na zaščitne naprave za potrebe parametriranja in zajemanja oscilografskih podatkov,

• idr.

RTP Škofja Loka je daljinsko voden objekt iz nadrejenega centra vodenja DCV Elektro Gorenjska, Kranj in je v »normalnem« obratovalnem stanju brez posadke.

110 kV - lokalno upravljanje se izvaja iz komandnega prostora postaje (postajnega računalnika), iz čelnih plošč računalnikov polj v omarah zaščite in vodenja 110 kV ter v izjemnih (zasilnih) primerih z lokalnih krmilnih panelov (neblokirano posluževanje).

20 kV - lokalno upravljanje se izvaja iz komandnega prostora postaje (postajnega računalnika), iz čelnih plošč naprav za zaščito in vodenje v 20 kV celicah ter ročno na 20 kV celicah.

Sistem zaščite in vodenja naj temelji na protokolu IEC 61850 edition 2. Vgrajene IEC 61850 edition 2 naprave morajo podpirati obvezne in opcijske podatkovne razrede (Data Object Class) in logična vozlišča (Logical Nodes). Uporaba generičnih logičnih vozlišč GGIO je dovoljena le v omejenem obsegu.

Zaščita elektroenergetskih sistemov služi za hitro zaznavanje okvar ter hitro, selektivno in učinkovito izoliranje dela sistema z okvaro. Za zadostitev zahtev po hitrosti, razpoložljivosti, zanesljivosti in selektivnosti, morajo biti ponujene zaščitne naprave uporabniku prijazne, preizkušene in nadgradljive.

Ponujene naprave zaščite morajo biti moderne, mikroprocesorske s komunikacijo. Komunicirati morajo po optičnih vodnikih z nadrejenim računalnikom, predpisana je uporaba IEC 61850 protokola. Naprave morajo združiti funkcije zaščite, vodenja, lokalnega upravljanja, blokad in meritev. Naprave morajo zadostiti zahtevam po hitrosti, razpoložljivosti, zanesljivosti in selektivnosti.

Biti morajo preizkušene (reference) in uporabniku prijazne (enostavnost rokovanja tudi za obratovalno osebje brez posebnih znanj o strojni in programski opremi; enostavnost vodenja po menijih).

V namen bodočega, čim bolj enostavnega vzdrževanja (manjše število potrebnih različnih rezervnih delov, enostavna zamenjava ipd.) mora ponudnik zagotoviti enovitost naprav v vseh 110 kV omarah vodenja in zaščite.

Ponujena oprema mora ustrezati SIST in IEC standardom za zaščito in vodenje. Če ponudnik uporablja druge standarde, ki zagotavljajo najmanj enako kakovost od zahtevanih, mora to posebej navesti.

Dobavitelj mora nuditi možnost sklenitve dogovora o vzdrževanju novega sistema zaščite in vodenja v RTP 110/20 kV Škofja Loka.

2. 2. Sistem zaščite 110 kV stikališča

Zaščita elektroenergetskih sistemov je namenjena za hitro zaznavanje okvar ter hitro, selektivno in učinkovito izoliranje dela sistema z okvaro.

Osnovne funkcije zaščitnih naprav:

• zajem podatkov o tokovih in napetostih,

• obdelava zajetih podatkov,

• aktiviranje zaščit na podlagi obdelanih informacij,

• alarmiranje,

• komunikacija z nadrejenimi sistemi,

• idr.

Zaščita mora pokrivati zaščito 110 kV TR in DV polj. Vse zaščite morajo biti opremljene s preizkusnimi vtičnicami v skladu z usmeritvijo EG in ELES. Vsi izklopni tokokrogi se morajo kontrolirati z zunanjimi releji za kontrolo izklopnih tokokrogov. Transformatorske zaščite morajo izklapljati energetski transformator obojestransko istočasno na primarni in sekundarni strani.

Zahtevane značilnosti naprav zaščite:

• numerična (mikroprocesorska) izvedba,

• vgrajene samodiagnostične funkcije,

• lastna ura z možnostjo časovne sinhronizacije,

• enostavno in varno preizkušanje zaščitnih funkcij,

• vgrajen optični priključek za komunikacijo z nadrejenim sistemom,

• vgrajen električni priključek za parametriranje na čelni plošči.

Povezave z visokonapetostnimi napravami morajo biti izvedene preko napetosti (110/√3 in 100/3 V) in tokov (1 A, 5 A). Signalna in krmilna napetost v postaji je 110 VDC.

Komunikacija med distribuiranimi napravami zaščite in komunikacijskim računalnikom mora potekati po protokolu IEC61850 edition 2.

Število digitalnih in analognih vhodov/izhodov na zaščitnih napravah mora zadovoljevati predvidene potrebe sistema. Predvidena je 10 % rezerva digitalnih in analognih vhodov ter digitalnih izhodov za morebitne poznejše razširitve sistema.

2. 3. Zaščita 110 kV transformatorskih polj

Za zaščito 110/20 kV TR polj (=E05 in =E07) so v skladu z usmeritvijo EG in ELES predvidene naslednje zaščite:

• trifazna diferenčna zaščita (1. tuljava),

• trifazna nadtokovna zaščita na 110 kV strani (1. tuljava),

• kontrola izklopnih tokokrogov (1. in 2. tuljava),

• rezervna avtonomna nadtokovna zaščita na 110 kV strani (2. tuljava),

• kratkostična in pre/podnapetostna zaščita na sekundarni strani (1. tuljava),

• zaščita ozemljitvenega upora in dušilke (1. tuljava),

• visokoohmska zemeljskostična zaščita (1. tuljava),

• podnapetostna zaščita na 110 kV strani (1. tuljava),

• primarne zaščite transformatorja (1. tuljava),

• zaščita zbiralk (1. in 2. tuljava).

Vse zaščite izklapljajo energetski transformator obojestransko istočasno.

Za TR polja je potrebno dobaviti napravo za avtomatsko regulacijo napetosti, ki ima integriran prikazovalnik stopenj, tipki »višje« in »nižje« za ročno nastavljanje stopenj regulatorja in preklopko za izbiro načina delovanja »ročno/avtomatsko«. Naprave se preko optike in komunikacijskega protokola IEC61850 edition 2 povežejo na komunikacijski računalnik.

Vsa potrebna oprema za zaščito TR polj (zaščita na 110 kV in 20 kV strani transformatorja, napetostni regulator itd.) se namesti v novih omarah vodenja in zaščite TR polj =E05 in =E07 nameščenih v prostoru 110 kV stikališča.

Zaščitne funkcije kot so diferenčna zaščita, nadtokovna zaščita na 110 kV strani in termična zaščita se lahko združijo v eni napravi.

Zaščitne funkcije kot so zaščita ozemljitvenega upora in dušilke, visokoohmska zemeljskostična zaščita in podnapetostna zaščita na 110 kV strani se lahko združijo v eni napravi.

Vse naprave iz sistema zaščite morajo biti preko optične komunikacijske povezave priključene na komunikacijski računalnik.

Vse zaščitne naprave morajo imeti ločen optični priključek ali električni priključek za komunikacijo z nadrejenim sistemom (za potrebe daljinskega nadzora in parametriranja zaščit ter zajemanja oscilografskih podatkov).

Trifazna diferenčna zaščita

Trifazna diferenčna zaščita je osnovna zaščita transformatorja in mora imeti vsaj naslednje karakteristike:

• priključitev na 110 kV tokovni transformator (1A),

• priključitev na 20 kV tokovni transformator (1 A),

• primerna za zaščito transformatorja z dvema ali tremi navitji,

• mora imeti tokovno stabilizirano izklopno karakteristiko,

• zagotavljati mora visoko stabilnost pri zunanjih okvarah,

• izklopni čas pri trikratnem nazivnem toku mora biti < 30 ms,

• nastavitev diferenčnega toka naj bo možna v področju 0,05 – 2 In,

• v napravi mora biti izvedena še nadtokovna in termična zaščita,

• imeti mora funkcije sinhronizacije, samotestiranja in zajema oscilografij,

• grafični prikazovalnik,

• komunikacija z nadrejenim sistemom.

Trifazna nadtokovna zaščita in termična zaščita na 110 kV strani

Izvedeni morata biti v napravi diferenčne zaščite.

Kontrola izklopnih tokokrogov

Vsi pogoni 110 kV odklopnikov bodo opremljeni s po dvema izklopnima tuljavama, pri čemer služi prva krmiljenju in zaščiti, druga pa je namenjena rezervni avtonomni zaščiti ter zaščiti zbiralk. Napetost izklopnih tokokrogov je 110 VDC. Za kontrolo izklopnih tokokrogov mora ponudnik ponuditi zunanje releje (ločeno za tuljavo 1 in 2).

Rezervna avtonomna nadtokovna zaščita na 110 kV strani

Avtonomna nadtokovna zaščita deluje brez pomožnega napajanja in kot rezervna zaščita z energijo kondenzatorske naprave izklopi transformatorski odklopnik na primarni in sekundarni strani.

Kratkostična in pre/podnapetostna zaščita na sekundarni strani

Kratkostična zaščita na sekundarni strani ščiti transformator pred kratkim stikom na 20 kV strani transformatorja, vključno z zbiralkami. Osnovne zahteve:

• možnost krmiljenja 20 kV stikalnih elementov,

• grafični prikazovalnik s prikazom enopolne sheme, stanja stikalnih elementov in meritev iz 20 kV celice,

• komunikacija z nadrejenim sistemom.

Imeti pa mora vsaj naslednje funkcije:

• nadtokovna in kratkostična zaščita,

• napetostna zaščita,

• nadzor in krmiljenje VN naprav na 20 kV strani,

• kontrola izklopnih tokokrogov odklopnika 20 kV,

• obratovalne meritve,

• imeti mora funkcije sinhronizacije, samotestiranja in zajema oscilografij.

Zaščita ozemljitvenega upora in dušilke

Enofazna nadtokovna zaščita se uporablja za zaščito upora in dušilke v zvezdišču transformatorja. Izvede se v skupni napravi za zaščito upora, dušilke, visokoohmske zaščite in podnapetostne zaščite na 110 kV.

Visokoohmska zemeljskostična zaščita

Uporablja se za detekcijo visokoohmskih okvar na 20 kV mreži. Zaščita je dvostopenjska s časovno zakasnitvijo, kjer je 1. stopnja alarm in 2. stopnja izklop. Izvede se v skupni napravi za zaščito upora, dušilke, visokoohmske zaščite in podnapetostne zaščite 110 kV.

Podnapetostna zaščita

Podnapetostna zaščita na 110 kV strani izklaplja transformator kot breme iz omrežja v primeru razpadanja 110 kV mreže. Izvede se v skupni napravi za zaščito upora, dušilke, visokoohmske zaščite in podnapetostne zaščite 110 kV.

Primarne zaščite transformatorja

Primarne zaščite transformatorja so:

• Buchholz 1. in 2.,

• kontaktni termometer 1. in 2.,

• termostat 1. in 2.,

• Buchholz regulacijskega stikala,

• Termoslika 1 in 2

• varnostni ventil ter

• nivo olja kotla transformatorja in regulacijskega stikala.

Omenjene zaščite morajo biti vključene v izklopno logiko ostalih zaščit. Signalizacija zaščit se priključi na računalnike polj.

2. 4. Zaščita 110 kV daljnovodnih polj

DV polja =E02, =E03 in E06 imajo predvidene naslednje zaščite:

• distančna zaščita (s sistemom prenosa kriterija v skladu z usmeritvijo ELES preko naprav za prenos kriterija),

• naprava za prenos kriterija distančne zaščite,

• zaščita pred neskladjem polov odklopnika,

• avtomatski ponovni vklop,

• kontrola izklopnih tokokrogov,

• zaščita zbiralk (1. in 2. tuljava).

Distančna zaščita mora imeti, poleg optične komunikacijske povezave priključene na komunikacijski računalnik, še dva ločena optična ali električna priključka za komunikacijo z nadrejenim sistemom (za potrebe daljinskega nadzora in parametriranja zaščit ter zajemanja oscilografskih podatkov, ločeno za ELGO in ELES).

Distančna zaščita

Naprava za distančno zaščito mora zagotavljati naslednje funkcije:

• večsistemsko merjenje (za vsako stopnjo posebej Ph-Ph, Ph-N),

• poligonalna karakteristika za merilne in vzbujalne dosege z ločenim nastavljanjem

• R in X oziroma razmerja R/X,

• vsaj pet ohmsko in časovno neodvisnih distančnih con,

• možnost obračanja smeri v vsaki coni ločeno (naprej, nazaj, neusmerjeno),

• izklopni čas releja ≤35 ms,

• zanesljivo ugotavljanje smeri okvare tudi pri bližnjih kratkih stikih z uporabo algoritmov nadomeščanja meritve napetosti v okvarni fazi iz zdravih faz ali iz spomina,

• vgrajeno kontrolo prisotnosti merilne napetosti in odgovarjajoče blokade,

• zanesljivo delovanje pri razvijajočih se okvarah (npr. iz eno v večfazne okvare),

• blokado delovanja distančne zaščite pri okvarah na sekundarnih napetostnih tokokrogih,

• trenutno delovanje v primeru vklopa na napako (SOTF),

• blokado delovanja releja pri nihanju moči,

• vgrajeno logiko za istočasni izklop odklopnikov na obeh koncih voda s kriterijem vzbujanja, smeri ali podaljšanja merilne stopnje,

• funkcija vzbujanja: podimpedančno-pretokovno in poligonalno-impedančno,

• vgrajen usmerjen zemeljskostični rele za zaznavo visokoohmskih okvar ter primerno logiko za komuniciranje z enakim relejem na drugem koncu voda,

• enopolni/tripolni izklop odklopnika brez posrednika,

• vgrajene ustrezne nadzorne funkcije vključno z avtomatskim samotestiranjem,

• podnapetostna zaščita,

• zaščito proti preobremenitvi (vsaj dve stopnji z ločeno nastavitvijo toka in časa),

• nadzor napetostnih in tokovnih nesimetrij in vrtilnega polja,

• selektivno ločeni izklopi po fazah z možnostjo APV (1P+3P),

• lokator okvare s točnostjo ≤2,5 %,

• registrator motenj (»Disturbance recorder«),

• registrator dogodkov (»Event recorder«),

• oscilografija,

• rezervna nadtokovna zaščita,

• možnost realizacije uporabniško definiranih logičnih funkcij nad celotnim naborom procesnih in internih signalov s standardiziranimi grafičnimi funkcijskimi diagrami.

Zaščita pred neskladjem polov odklopnika

Zaščita pred neskladjem polov odklopnika mora biti zunanja (kombinacija pomožnih kontaktov odklopnika, časovnega in močnostnega releja) in deluje na obe izklopni tuljavi odklopnika.

Avtomatski ponovni vklop

Funkcija mora biti izvedena znotraj distančnega releja. Uporablja se tehnika enopolnega in tripolnega avtomatskega ponovnega vklopa, naslednjih karakteristik:

• možnost izbire načina delovanja

- definitivni izklop za vse vrste okvar,

- enopolni avtomatski ponovni vklop za enopolne okvare,

- tripolni avtomatski ponovni vklop za vse vrste okvar pogojen s kontrolo sinhronizma in logiko »DEAD LINE/LIVE BUS« in »LIVE LINE/DEAD BUS«,

• v primeru neuspešnega ponovnega vklopa mora biti nadaljnje delovanje naprav blokirano,

• blokiranje naprav za primer, ko je odklopnik nesposoben izvršiti ciklus APV (nenavita vzmet, premajhen pritisk pogonskega oziroma gasilnega medija),

• blokiranje oz. deblokiranje funkcije APV pri ročnem vklopu/izklopu odklopnika,

• možnost nastavljanja breznapetostne pavze v območju 0,2 – 2,0 s.

Kontrola izklopnih tokokrogov

Vsi 110 kV odklopniki bodo opremljeni s po dvema izklopnima tuljavama, pri čemer služi prva krmiljenju in zaščiti, druga pa izklopu zaščite neskladja polov in zaščiti zbiralk. Napetost izklopnih tokokrogov je 110 VDC. Za kontrolo izklopnih tokokrogov mora ponudnik ponuditi

zunanje releje (ločeno za tuljavo 1 in 2).

Vzdolžna diferenčna zaščita

V 110 kV DV poljih v RTP Škofja Loka ni nameščena.

2. 5. Zaščita 110 kV zveznega polja

V spojnem polju =E04 so predvidene naslednje zaščite:

Kontrola izklopnih tokokrogov

Vsi 110 kV odklopniki bodo opremljeni s po dvema izklopnima tuljavama, pri čemer služi prva krmiljenju in zaščiti, druga pa izklopu zaščite zbiralk. Napetost izklopnih tokokrogov je 110 VDC. Za kontrolo izklopnih tokokrogov mora ponudnik ponuditi zunanje releje (ločeno za tuljavo 1 in 2).

2. 6. Zaščita 110 kV merilnega polja

V merilnem polju =E01 so predvidene naslednje zaščite:

Napetostna zaščita

Predvideni sta minimalno dve zaščitni funkciji:

• zemeljskostična zaščita (signalizacija residualne napetosti 3Uo) in

• podnapetostna zaščita (signalizacija).

Funkcije napetostnih zaščit se izvede v enoti zaščite in vodenja (računalniku polja) merilnega polja. Naprava mora imeti ustrezno število napetostnih vhodov (SISTEM 1 in SISTEM 2) ter digitalnih vhodov in izhodov.

2. 7. Zaščita zbiralk

Rele zaščite zbiralk (centraliziran sistem) se namesti v omaro vodenja in zaščite 110 kV zveznega polja.

Funkcijske zahteve so sledeče:

• Funkcija diferenčne zaščite zbiralk:

- Hitra in selektivna fazno ločena nizkoimpedančna tokovna diferenčna zaščita zbiralk,

- Stabilizacija delovanja z nastavljivo karakteristiko odvisnosti diferenčnega toka od stabilizacijskega toka z nastavljivim naklonom. Stabilizacijski tok mora upoštevati tokove vseh odvodov v posamezni zaščitni coni,

- Čas delovanja manjši od 30 ms,

- Možnost delovanja v vsaj štirih prosto nastavljivih zaščitnih conah, ki jih naprava samodejno prepozna s pomočjo priključene položajne signalizacije ločilnikov in odklopnikov,

- Možnost uporabe kontrolne cone, ki upošteva vse tokove, ki pritekajo ali odtekajo iz

zbiralk, kot dodatnega pogoja za delovanje zaščitnih con,

- Blokada delovanja v primeru prekoračitve nastavljivega diferenčnega toka z nastavljivo zakasnitvijo.

- Nastavljiva blokada delovanja v primeru zaznane napake v položajih ločilnikov, ki vplivajo na oblikovanje zaščitnih con.

• Funkcija zaščite pri kratkem stiku v mrtvi coni med odklopnikom in tokovnim transformatorjem odvoda z ločeno nastavljivim delovanjem za primera lokacije tokovnega transformatorja na strani voda in na strani zbiralk, pri čemer mora funkcija upoštevati položaj odklopnika in tok v posameznem polju.

• Funkcija zaščite pri zatajitvi odklopnika v dveh stopnjah. Prva stopnja proži izklop le v polju v katerem je do zatajitve odklopnika prišlo, druga stopnja sproži izklope v coni, ki ji polje pripada. Zakasnilni časi, štartni signali in prožilni tokovi morajo biti prosto nastavljivi.

• Funkcija nadtokovne zaščite, prosto nastavljive ločeno za vsako polje. Nastaviti mora biti možno prožilno vrednost faznega in residualnega toka ter časovno zakasnitev delovanja.

• Funkcija zaznavanja nasičenja tokovnih transformatorjev in algoritem za zagotovitev pravilnega delovanja v tem primeru.

• Funkcija zaznavanja napake v signalizaciji položaja ločilnikov, ki vplivajo na oblikovanje zaščitnih con ter ustrezna reakcija, ki omogoča varno nadaljnje delovanje zaščitnega sistema.

• Možnost, da se posamezno polje preklopi v režim vzdrževanja, kar izloči podatke tega polja iz obdelave.

• Funkcija snemanja (oscilografije) dogodkov in okvar.

• Funkcija blokiranja posameznih zaščitnih funkcij s pomočjo zunanjega signalno krmilnega panela.

• Funkcija kronološke obdelave vseh sprememb priključenih in internih procesnih informacij ter njihovo opremljanje s časovno značko ločljivosti 1 ms.

• Funkcija časovne sinhronizacije interne ure točnega časa centralizirane enote iz NTP strežnika prek Ethernet priključka za vodenje.

Ostale zahteve:

Priložena mora biti programska oprema za nadzor, programiranje vseh funkcij in parametriranje vseh nastavitev naprave ter branje oscilografij in zaščitnih dogodkov, vključno z morebiti potrebnimi licencami za vsaj 5 uporabnikov.

Za potrebe vzdrževanja se omari vodenja in zaščite spojnega polja predvidi preklopka s ključem in signalnimi svetilkami za blokado zaščite zbiralk v primeru vzdrževanja.

Zaščita zbiralk mora imeti še dva ločena optična ali električna priključka za komunikacijo z nadrejenim sistemom (za potrebe daljinskega nadzora in parametriranja zaščit ter zajemanja oscilografskih podatkov, ločeno za ELGO in ELES).

2. 8. Sistem za daljinski nadzor naprav za zaščito

ELGO bo daljinsko nadzoroval vse zaščite. Programska oprema za nadzor zaščit bo nameščena na računalniku za nadzor zaščite.

Za potrebe daljinskega nadzora ELGO mora ponudnik predvideti in ponuditi:

• ustrezne zaščitne releje, ki omogočajo daljinski nadzor,

• optične in/ali električne povezave med napravami,

• programsko opremo za nadzor zaščit.

ELES bo daljinsko nadzoroval zaščite DV polj 110kV in zaščito zbiralk.

Za potrebe daljinskega nadzora ELES mora ponudnik ponuditi ethernet komunikacijsko stikalo.

2. 9. Prenos kriterija distančne zaščite (KDZ)

Prenos kriterija distančne zaščite (KDZ) se izvede s pomočjo naprav za prenos kriterija.

Naprava za prenos kriterija distančne zaščite (KDZ) mora izpolnjevati naslednje zahteve:

1. Ohišje naprave mora izpolnjevati vsaj naslednje zahteve:

a) Ohišje mora biti kovinsko, zaščiteno pred korozijo, odporno proti prahu in vodi spredaj vsaj s stopnjo IP 40 in zadaj vsaj IP 20.

b) Ohišje mora nuditi dobro elektromagnetno zaščito vsem sklopom v notranjosti. Vsi kovinski deli ohišja morajo biti galvansko povezani med seboj in z priključnim mestom za ozemljitev.

c) Ohišje mora biti izdelano za vgradnjo v 19'' vrtljivi okvir, višina naprave z vsemi morebitnimi dodatki in uvodi za kable je lahko največ 6U, globina pa mora omogočati neovirano odpiranje vrtljivega okvirja pri širini omare 800 mm.

2. Redundantno napajanje: 2 x 110 VDC (če ni drugače določeno v drugih delih razpisa).

3. Prenos vsaj 8 programsko nastavljivih neodvisnih komand preko GOOSE in/ali preko binarnih vhodov/izhodov.

4. Binarni vhodi/izhodi za prenos komand (če se posebej zahteva v drugih delih razpisa):

a) 8 x binarni vhodi:

- vsak vhod mara biti proti procesu galvansko izoliran,

- direkten zajem procesne signalizacije na nivoju 110 V DC (če ni drugače določeno v drugih delih razpisa) brez vmesnih relejev ali optičnih sklopnikov,

b) 8 x binarni izhodi:

- vsak izhod mara biti proti procesu galvansko izoliran (potencialno prost kontakt),

- krmilna napetost 110 VDC (če ni drugače določeno v drugih delih razpisa) brez vmesnih relejev ali optičnih sklopnikov,

c) 2 x signalizacija izpada zveze (med seboj potencialno prosta kontakta).

5. Zahtevani komunikacijski vmesniki:

a) komunikacijski vmesnik skladen s standardom IEC 61850 mora dodatno izpolnjevati naslednje zahteve:

- dva ETHERNET (MM optična vmesnika) priključka 100-Mbps v redundantni konfiguraciji skladni z IEC 62439-3 PRP (Parallel Redundancy Protocol),

- za izvedbo PRP funkcionalnosti se dovoljuje tudi uporaba redundantnega vmesnika (RedBox),

- "Zero Recovery Time" v primeru okvare omrežja,

- vsaj 8 programsko nastavljivih komand z GOOSE sporočili za povezavo na sistem vodenja,

- GOOSE sporočilo za signalizacijo izpada zveze,

b) linijski komunikacijski vmesnik (število zahtevanih vmesnikov je določeno v drugih delih dokumentacije):

- ETHERNET (MM optični vmesnik)

c) ethernet komunikacijski vmesnik za daljinski nadzor delovanja z vsemi potrebnimi dodatnimi elementi potrebnimi za vključitev v mrežno stikalo preko katerega se bo izvajal nadzor. Vmesnik mora omogočati ločeno nastavljiv IP naslov, masko podomrežja in privzeti prehod. Če možne konfiguracije naprave ne omogočajo MM optičnega vmesnika, potem se lahko tukaj izjemoma uporabita tudi Ethernet priključka tipa RJ45, kar je potrebno upoštevati pri konfiguraciji mrežnih stikal.

6. možnost izbire več prenosnih časov in nastavitev odziva,

7. na sprednji strani ohišja mora imeti ustrezen prikazovalnik, da lahko prikaže pomembne informacije o stanju in delovanju funkcij KDZ, najmanj pa:

a) števec prejetih in oddanih komand (števec, kot ločena naprava ni dovoljen),

b) indikacija stanja linijskih komunikacij,

c) indikacija stanja IEC61850 (GOOSE) komunikacij,

8. podpora SNMP verzija 1c.

3. Sistem zaščite in vodenja 20 kV stikališča

Pregledna tabela naprav vodenja in zaščite ter preizkusnih vtičnic po posameznih stikalnih celicah obstoječega in novega 20 kV stikališča – TO OPREMO DOBAVI NAROČNIK:

OBSTOJEČE 20 kV STIKALNE CELICE – SEKTORJI 1, 2, 3 (naprave niso vgrajene v NN omaricah celic)
oznaka celice	naziv	tip zaščitne naprave	preizkusna vtičnica
=J1	SK1 – SK4	naprava vodenja 7SJ85 (P1G221861), SIEMENS	NE
=J2	Lastna raba	naprava zaščite in vodenja 7SJ85 (P1G234971), SIEMENS	DA RTXP18-AD, ABB
=J3	EGP	naprava zaščite in vodenja 7SJ85 (P1G234971), SIEMENS	DA RTXP18-AD, ABB
=J4	Termika 1	naprava zaščite in vodenja 7SJ85 (P1G234971), SIEMENS	DA RTXP18-AD, ABB
=J5	Gradis	naprava zaščite in vodenja 7SJ85 (P1G234971), SIEMENS	DA RTXP18-AD, ABB
=J6	Trata 1	naprava zaščite in vodenja 7SJ85 (P1G234971), SIEMENS	DA RTXP18-AD, ABB
=J7	Kompenzacija 1	naprava zaščite in vodenja 7SJ85 (P1G234971), SIEMENS	DA RTXP18-AD, ABB
=J8	Rezerva	naprava zaščite in vodenja 7SJ85 (P1G234971), SIEMENS	DA RTXP18-AD, ABB
=J9	Rezerva	naprava zaščite in vodenja 7SJ85 (P1G234971), SIEMENS	DA RTXP18-AD, ABB
=J10	Rezerva	naprava zaščite in vodenja 7SJ85 (P1G234971), SIEMENS	DA RTXP18-AD, ABB
=J11	Kranj	naprava zaščite in vodenja 7SJ85 (P1G234971), SIEMENS	DA RTXP18-AD, ABB
=J12	TR2 / spojna SK1 - SK2 / merilna	naprava zaščite in vodenja 7SJ85 (P1G234971), SIEMENS	DA RTXP18-AD, ABB
=J13	TR2 / spojna SK2 - SK1 / merilna	naprava zaščite in vodenja 7SJ85 (P1G234971),	DA RTXP18-AD, ABB

		SIEMENS
=J14	Pod Plevno	naprava zaščite in vodenja 7SJ85 (P1G234971), SIEMENS	DA RTXP18-AD, ABB
=J15	Trata 2	naprava zaščite in vodenja 7SJ85 (P1G234971), SIEMENS	DA RTXP18-AD, ABB
=J16	Kroj	naprava zaščite in vodenja 7SJ85 (P1G234971), SIEMENS	DA RTXP18-AD, ABB
=J17	Termika 2	naprava zaščite in vodenja 7SJ85 (P1G234971), SIEMENS	DA RTXP18-AD, ABB
=J18	Godešič	naprava zaščite in vodenja 7SJ85 (P1G234971), SIEMENS	DA RTXP18-AD, ABB
=J19	Rezerva	naprava zaščite in vodenja 7SJ85 (P1G234971), SIEMENS	DA RTXP18-AD, ABB
=J20	Gorenjska predilnica	naprava zaščite in vodenja 7SJ85 (P1G234971), SIEMENS	DA RTXP18-AD, ABB
=J21	KBV Dolenja vas	naprava zaščite in vodenja 7SJ85 (P1G234971), SIEMENS	DA RTXP18-AD, ABB
=J22	Rezerva	naprava zaščite in vodenja 7SJ85 (P1G234971), SIEMENS	DA RTXP18-AD, ABB
=J23	Kompenzacija 2	naprava zaščite in vodenja 7SJ85 (P1G234971), SIEMENS	DA RTXP18-AD, ABB
=J24	SK2 – SK3	naprava vodenja 7SJ85 (P1G221861), SIEMENS	NE
=J25	SK3 – SK2	brez naprave (zajem v =J24)	NE
=J26	Medvode	naprava zaščite in vodenja 7SJ85 (P1G234971), SIEMENS	DA RTXP18-AD, ABB
=J27	Rezerva	naprava zaščite in vodenja 7SJ85 (P1G234971), SIEMENS	DA RTXP18-AD, ABB
=J28	Messer	naprava zaščite in vodenja 7SJ85 (P1G234971), SIEMENS	DA RTXP18-AD, ABB
=J29	Frankovo	naprava zaščite in vodenja 7SJ85 (P1G234971), SIEMENS	DA RTXP18-AD, ABB
=J30	LTH	naprava zaščite in vodenja 7SJ85 (P1G234971), SIEMENS	DA RTXP18-AD, ABB

=J31	Kamnitnik	naprava zaščite in vodenja 7SJ85 (P1G234971), SIEMENS	DA RTXP18-AD, ABB
=J32	SK3 – SK4 / merilna	naprava zaščite in vodenja 7SJ85 (P1G234971), SIEMENS	DA RTXP18-AD, ABB
NOVE 20 kV STIKALNE CELICE – SEKTOR 4 (naprave so že vgrajene in ožičene v NN omaricah celic)
=J33	SK4 – SK3	naprava vodenja 7SJ85 (P1G221861), SIEMENS	NE
=J34	Škofja Loka	naprava zaščite in vodenja 7SJ85 (P1G234971), SIEMENS	DA RTXP18-AD, ABB
=J35	Hrastnica	naprava zaščite in vodenja 7SJ85 (P1G234971), SIEMENS	DA RTXP18-AD, ABB
=J36	TR2	naprava vodenja 7SJ85 (P1G221861), SIEMENS	NE
=J37	Praprotno	naprava zaščite in vodenja 7SJ85 (P1G234971), SIEMENS	DA RTXP18-AD, ABB
=J38	KBV Železniki	naprava zaščite in vodenja 7SJ85 (P1G234971), SIEMENS	DA RTXP18-AD, ABB
=J39	Rezerva	naprava zaščite in vodenja 7SJ85 (P1G234971), SIEMENS	DA RTXP18-AD, ABB
=J40	Rezerva	naprava zaščite in vodenja 7SJ85 (P1G234971), SIEMENS	DA RTXP18-AD, ABB
=J41	Rezerva	naprava zaščite in vodenja 7SJ85 (P1G234971), SIEMENS	DA RTXP18-AD, ABB
=J42	Pungert	naprava zaščite in vodenja 7SJ85 (P1G234971), SIEMENS	DA RTXP18-AD, ABB
=J43	Poljanska dolina	naprava zaščite in vodenja 7SJ85 (P1G234971), SIEMENS	DA RTXP18-AD, ABB
=J44	SK4 – SK1	brez naprave (zajem v =J1)	NE
ENOTA VODENJA LASTNE RABE
=NK+LR	POMOŽNE NAPRAVE	naprava vodenja 7SJ85 (P1J412959), SIEMENS	NE

Sistem zaščite in vodenja za novo 20 kV stikališče SEKTOR 4 in obstoječe 20 kV stikališče SEKTOR 1,2,3, temelji na protokolu IEC 61850 edition 2. Dobavljene naprave IEC 61850 edition 2 podpirajo obvezne in opcijske podatkovne razrede (Data Object Class) in logična vozlišča (Logical Nodes).

Lokalno upravljanje se izvaja iz komandnega prostora postaje (postajnega računalnika), iz čelnih plošč naprav za zaščito in vodenje v 20 kV celicah ter ročno na 20 kV celicah.

Naprave za 20 kV celice bodo nameščene v NN omaricah obstoječih 20 kV celic SEKTOR 1,2,3 ter v novih 20 kV celicah SEKTOR 4 (že nameščeno).

V posameznih celicah naj se uporabijo naslednje zaščite:

• 20 kV vodna celica:

- trifazna nadtokovna (I ˃) in kratkostična (I ˃ ˃) zaščita,

- zemeljskostična nadtokovna zaščita (IE ˃),

- smerna zemeljskostična nadtokovna zaščita (IEd ˃),

- občutljiva zemeljskostična zaščita (IEs ˃),

- smerna občutljiva zemeljskostična zaščita (IEsd ˃),

- trifazna zaščita pred inverzno komponento toka (I2 ˃),

- tristopenjski avtomatski ponovni vklop (APV),

- podfrekvenčna (f ˂), nadfrekvenčna (f ˃) zaščita (za zaščito omrežja pred razpadom),

- kontrola izklopnih tokokrogov,

- števec vklopov in izklopov odklopnika brez delovanja zaščit,

- števec vklopov in izklopov odklopnika zaradi delovanja zaščit.

V celico bo nameščena naprava za zaščito in vodenje. Naprava mora pokrivati vse potrebne funkcije zaščite, vodenja, lokalnega upravljanja, blokad in meritev. Posluževanje naprave mora biti omogočeno iz naprave same oziroma čelne plošče in iz računalnika.

• 20 kV vodna celica z meritvami napetosti na zbiralnicah (=J35):

- trifazna nadtokovna (I ˃) in kratkostična (I ˃ ˃) zaščita,

- zemeljskostična nadtokovna zaščita (IE ˃),

- smerna zemeljskostična nadtokovna zaščita (IEd ˃),

- občutljiva zemeljskostična zaščita (IEs ˃),

- smerna občutljiva zemeljskostična zaščita (IEsd ˃),

- trifazna zaščita pred inverzno komponento toka (I2 ˃),

- tristopenjski avtomatski ponovni vklop (APV),

- podfrekvenčna (f ˂), nadfrekvenčna (f ˃) zaščita (za zaščito omrežja pred razpadom),

- podnapetostna (U ˂), prenapetostna (U ˃) zaščita,

- zemeljskostična (U0 ˃) zaščita,

- kontrola izklopnih tokokrogov,

- števec vklopov in izklopov odklopnika brez delovanja zaščit,

- števec vklopov in izklopov odklopnika zaradi delovanja zaščit.

V celico bo nameščena naprava za zaščito in vodenje. Naprava mora pokrivati vse potrebne funkcije zaščite, vodenja, lokalnega upravljanja, blokad in meritev. Posluževanje naprave mora biti omogočeno iz naprave same oziroma čelne plošče in iz računalnika.

• 20 kV merilno/transformatorska (spojna) celica z meritvami napetosti na zbiralnicah (=J12, =J13, =J32):

- podfrekvenčna (f ˂), nadfrekvenčna (f ˃) zaščita (za zaščito omrežja pred razpadom),

- podnapetostna (U ˂), prenapetostna (U ˃) zaščita,

- zemeljskostična (U0 ˃) zaščita,

- števec vklopov in izklopov odklopnika brez delovanja zaščit,

- števec vklopov in izklopov odklopnika zaradi delovanja zaščit.

V celico bo nameščena naprava za zaščito in vodenje. Naprava mora pokrivati vse potrebne funkcije zaščite, vodenja, lokalnega upravljanja, blokad in meritev. Posluževanje naprave mora biti omogočeno iz naprave same oziroma čelne plošče in iz računalnika.

• 20 kV transformatorska celica (=J36):

- kontrola izklopnih tokokrogov.

V celico bo nameščena naprava za vodenje. Naprava mora pokrivati vse potrebne funkcije vodenja, lokalnega upravljanja, blokad in meritev. Posluževanje naprave mora biti omogočeno iz naprave same oziroma čelne plošče in iz računalnika.

• 20 kV kletna transformatorska celica (=J12/J13):

Signalizacija kletne transformatorske celice =J12/J13 se zajame na napravi za zaščito in vodenje montirani v celici =J12.

• 20 kV kompenzacijska celica (=J7, =J23):

- poleg funkcij vodne celice še:

- termična zaščito in

- zaščita pred neravnotežjem v zvezdišču kondenzatorja Iub.

V celico bo nameščena naprava za zaščito in vodenje. Naprava mora pokrivati vse potrebne funkcije zaščite, vodenja, lokalnega upravljanja, blokad in meritev. Posluževanje naprave mora biti omogočeno iz naprave same oziroma čelne plošče in iz računalnika.

• 20 kV celica lastne rabe (=J2):

- indikacija okvare SN varovalke.

V celico bo nameščena naprava za zaščito vodenje. Naprava mora pokrivati vse potrebne funkcije vodenja, lokalnega upravljanja, blokad in meritev. Posluževanje naprave mora biti omogočeno iz naprave same oziroma čelne plošče in iz računalnika.

Distribucijski transformator lastne rabe, 20/0,4 kV, 250 kVA je na primarni (SN) strani varovan z SN varovalko z udarno iglo. Izklop transformatorja na primarni strani mora sprožiti izklop NN odklopnika na sekundarni strani transformatorja.

• 20 kV spojna celica (=J33):

- kontrola izklopnih tokokrogov.

V celico bo nameščena naprava za zaščito in vodenje. Naprava mora pokrivati vse potrebne funkcije zaščite, vodenja, lokalnega upravljanja, blokad in meritev. Posluževanje naprave mora biti omogočeno iz naprave same oziroma čelne plošče in iz računalnika.

• 20 kV vzdolžna celica (=J1, =J44 in =J24, =J25):

- kontrola izklopnih tokokrogov.

V vzdolžno celico z odklopnikom =J1 bo nameščena naprava za vodenje obeh celic (=J1 in =J44) vzdolžne povezave. Ravno tako bo v vzdolžno celico z odklopnikom =J24 nameščena naprava za vodenje obeh celic (=J24 in =J25) vzdolžne povezave. Naprava mora pokrivati vse potrebne funkcije vodenja, lokalnega upravljanja, blokad in meritev. Posluževanje naprave mora biti omogočeno iz naprave same oziroma čelne plošče in iz računalnika.

4. Sistem vodenja stikališča – procesna informatika

4. 1. Splošno

Sistem vodenja mora omogočati vodenje celotne postaje iz komandnega prostora RTP in daljinsko iz centra vodenja DCV ter RDCV Elektro Gorenjska, Kranj.

Na podlagi »Sporazuma o ureditvi daljinskega krmiljenja 110 kV stikališč na območju Elektra Gorenjska, d.d.«, z dne 26.04.2018 za objekt RTP Škofja Loka velja:

110 kV DV polje Železniki in vsa 110 kV TR polja krmili Elektro Gorenjska, vsa ostala 110 kV polja stikališču krmili ELES.

Realizira se SW prekopka med DCV EG in RCV ELES.

Sistem vodenja je v splošnem razdeljen na tri osnovne nivoje. Način izvajanja komand se načrtuje z izbirno centralno preklopko, nameščeno v omari vodenja. Položaj centralne preklopke nam določa naslednje načine krmiljenja:

• položaj 1: daljinsko iz DCV (RDCV) Elektro Gorenjska, lokalno iz postajnega računalnika RTP in iz krmilne omarice in ročno iz same primarne elektro opreme, ali

• položaj 2: lokalno iz postajnega računalnika RTP, ročno iz krmilne omarice in same primarne elektro opreme, ali

• položaj 3: ročno iz krmilne omare 20 kV celice in same primarne elektro opreme.

Poleg centralne preklopke se mora na vsaki napravi zaščite in vodenja nahajati preklopka

»daljinsko/lokalno«. Preklopka mora biti izvedena v obliki izbirnega ključa ali kot samostojna tipka/preklopka za preklop L/D. Preklapljanje med nivojema vodenja z izbiro funkcije v meniju naprave zaščite in vodenja ni dovoljeno.

Lokalno vodenje se bo izvajalo na čelni plošči naprav zaščite in vodenja, ki mora vsebovati za to potrebne tipke, preklopke, LCD zaslon in signalizacijo ter na SCADA računalniku.

Naprave s funkcijo zajemanja podatkov in vodenja (računalniki polj) bodo vgrajene v omarah vodenja in zaščite 110 kV polj, v omaro enosmernega razvoda lastne rabe bo vključena tudi enota za zajem signalizacije lastne rabe objekta.

Naprave s funkcijo zajemanja podatkov in vodenja bodo (so) vgrajene v NN krmilnih omarah v 20 kV celicah.

Ponudnik mora ponuditi odprt sistem daljinskega vodenja. Vsa novo vgrajena oprema mora omogočati širitev stikališča. V primeru možnih bodočih razširitev mora sistem vodenja s svojo odprtostjo omogočiti, da se lahko vanj vključi katerikoli ponudnik, ki ima naprave in sistem grajen v skladu s standardnimi načeli. Glede na zahtevo po odprtosti mora ponudnik naročniku in kasneje uporabniku kadarkoli zagotoviti vse potrebne informacije.

Sistem vodenja mora biti dimenzioniran, v skladu z zahtevami, tako da imajo enote ustrezno število vhodov in izhodov glede na procesne podatke z ustrezno rezervo.

Sistem procesne informatike sestavljajo sledeče komponente:

• inteligentne končne naprave (IED), kot so zaščitni releji in računalniki polj,

• komunikacijsko vozlišče,

• postajni SCADA računalnik,

• Center vodenja DCV Elektro Gorenjska,

• postajni računalnik za nadzor zaščite,

• ura za sinhronizacijo,

• požarna pregrada,

4. 1. 1 Računalniki polja (110 kV stikališče)

Računalniki polj morajo biti načrtovani tako, da bodo zagotavljali zanesljivo obratovanje pod vsemi obratovalnimi pogoji in morajo biti preizkušeni po standardih (IEC 60255, 60801 itd.).

Povezave z visokonapetostnimi napravami so izvedene preko napetosti (110/√3 in 100/3 V) in tokov (1 A).

Število digitalnih in analognih vhodov/izhodov na računalnikih polj mora zadovoljevati predvidene potrebe sistema glede števila signalov. Ponudnik mora predvideti 10 % rezervo digitalnih in analognih vhodov/izhodov za morebitne poznejše razširitve sistema.

Zahtevana točnost za meritve U in I je 0,5 %, za P in Q pa 1 % od izmerjene vrednosti. Naprave morajo delovati v temperaturnem območju od -5 do +50° C in do 90 %

nekondenzirane vlažnosti zraka.

Zaradi zmanjšanega vpliva motenj, galvanske ločitve, kvalitete in hitrosti prenosa podatkov morajo računalniki polj imeti optične priključke, ki omogočajo povezavo z nadrejenim sistemom.

Komunikacija med distribuiranimi računalniki polj in komunikacijskim računalnikom mora potekati po protokolu IEC61850 edition 2.

Zahtevane značilnosti računalnikov polj:

• numerična (mikroprocesorska) izvedba,

• vgrajene samodiagnostične funkcije,

• lastna ura z možnostjo časovne sinhronizacije,

• vgrajen optični priključek za povezavo s komunikacijskim računalnikom (protokol

61850 ed.2 HSR/PRP),

• vgrajen električni priključek za parametriranje na čelni plošči,

• vgrajen električni RJ45 priključek za povezavo z sistemom za nadzor zaščite.

Zahtevana je neposredna komunikacija po postajni mreži med napravami vodenja in zaščite (GOOSE sporočila).

Parametriranje mora biti izvedljivo tudi na samem računalniku polja preko tipk in LCD zaslona.

Splošne funkcije računalnikov polja:

• zajem analognih in digitalnih veličin,

• obdelavo zajetih podatkov,

• izdajanje komand preko analognih in digitalnih izhodov,

• izvajanje blokad na podlagi zajetih podatkov,

• prikaz slepih shem, meritev signalizacij in drugih podatkov na LCD zaslonu in preko signalnih lučk,

• komunikacija z nadrejenimi sistemi,

• sinhrocheck funkcija,

• lokalno krmiljenje v poljih preko HMI vmesnika (širok zaslon), z upoštevanjem blokad, ki so izvedene v računalnikih polj,

• idr.

Računalniki polj morajo omogočati tudi naslednje funkcije:

• preverjanje sinhronizma pred vklopom Q0 za sinhrone in asinhrone mreže. Računalnik polja mora prepoznati način spajanja in uporabiti ločene parametre. Pri asinhronem mora upoštevati vklopni čas. Omogočena mora biti funkcija vklapljanja pri odsotnosti napetosti na DV, na zbiralkah ali oboje, ki jo blokirajo izpadi pripadajočih avtomatov. Na voljo morajo biti analogne meritve v zvezi s funkcijo preverjanja sinhronizma na vseh nivojih vodenja ter možnost izvedbe daljinske komande za premostitev sinhronizacije.

• Možnost realizacije uporabniško definiranih logičnih funkcij nad celotnim naborom procesnih in internih signalov s standardiziranimi grafičnimi funkcijskimi diagrami (IEC 61131).

• Realizacija logičnih blokad nedovoljenih stikalnih manipulacij vključno z blokado ozemljilnikov pri prisotnosti napetosti v katerikoli fazi.

4. 1. 2 Enote zaščite in vodenja (20 kV stikališče)

Enote zaščite in vodenja dobavi naročnik. Izvajalec poskrbi za nadgradnjo FW-jev na obstoječih napravah. Glej tabelo v poglavju 3. Sistem zaščite in vodenja 20 kV stikališča.

4. 1. 3. Komunikacijsko vozlišče

Naloga komunikacijskega vozlišča je zbiranje in posredovanje informacij iz nivoja IED proti nadrejenim SCADA sistemom . Velja pa tudi obratna relacija. Komunikacijsko vozlišče sestavlja Komunikacijski računalnik. Ta mora biti namenjen komunikaciji med napravami

zaščite in vodenja. S temi napravami se izvaja komunikacija preko postajnega LAN omrežja, po protokolu IEC 61850 edition 2 PRP/HSR. Navzgor pa ta računalnik komunicira s centrom vodenja DCV Elektro Gorenjska in rezervnim centrom vodenja RDCV Elektro Gorenjska. Komunikacijski računalnik mora na protokolu IEC 00000-0-000 podpirati vlogo strežnika. Proti centru vodenja DCV Elektro Gorenjska, RCV in RDCV ELES se uporabi protokol IEC 00000-0-000.

Za izdelavo komunikacijskega vozlišča naj bo uporabljena naslednja arhitektura:

• Dobavi se komunikacijski računalnik, ki uporablja komunikacijski protokol IEC61850 edition 2. Proti centru vodenja DCV Elektro Gorenjska se uporabi dvojna samostojna komunikacijska pot s protokolom IEC 00000-0-000. Enako se proti rezervnemu centru vodenja RDCV Elektro Gorenjska uporabi ena samostojna komunikacijska pot s protokolom IEC 00000-0-000.

• Proti centru vodenja RCV ELES se uporabijo tri komunikacijske poti s protokolom IEC 00000-0-000. Proti ELES-u imamo vzpostavljene tri poti primarni center, sekundarni center in predprodukcijsko okolje (ELES1, ELES2, ELES_PDS).

Informativni spisek signalov se nahaja v tabelah v poglavju D. Tabele tehničnih podatkov, točka 6. »Procesne veličine«.

Iz postaje proti centru vodenja DCV (RDCV) Elektro Gorenjska je predviden prenos naslednjih meritev in signalizacij:

• delovna in jalova moč ter tok,

• napetost na zbiralkah,

• položajna signalizacija odklopnikov v vseh poljih (samo s časom nastanka - kronološki podatek),

• položajne signalizacije ločilnikov (samo s časom nastanka - kronološki podatek),

• signalizacija alarmov (vsi alarmi so opremljeni s točnim časom).

Nabor signalov za posamezen tip polja/celice je podan v tabelah v poglavju D. Tabele tehničnih podatkov, točka 4. Proti centru vodenja DCV (RDCV) Elektro Gorenjska in lokalni SCADI morajo biti vsi enobitni in dvobitni signali (M_SP_TB_1 in M_DP_TB_1) opremljeni s točnim časom. Pošiljanje enobitnih in dvobitnih signalov brez točnega časa ni dovoljeno.

Sistem z vsemi komponentami mora delovati 24 ur dnevno, vse dni v letu. Zanesljivost in razpoložljivost mora znašati najmanj 0.9996 (max. skupaj 3,5 ur izpada letno). Sistem mora biti zasnovan tako, da se vsi stikalni elementi krmilijo v skladu s proceduro Direct Operate.

Programska oprema naj zajema vse tiste programe, ki predstavljajo vmesnik med različnimi aplikativnimi programi in strojno opremo.

Operacijski sistem naj bo sposoben reagirati na zunanje dogodke v točno definiranem času, kar je osnova za delo v realnem času. Poleg teh osnovnih lastnosti naj ima operacijski sistem tudi vse lastnosti, ki so značilne za odprte sisteme, to je zmožnost hkratnega opravljanja več opravil, zmožnost povezovanja več računalnikov v mreži in optimalnega izkoriščanja celotne procesorske moči v sistemu ter zmožnost dela na računalnikih različnih procesorskih moči.

Splošna zahteva za vso programsko in strojno opremo je stabilnost (strojna oprema brez vrtečih delov) in zagotavljanje dela v realnem času. Operacijski sistem mora biti standardni

proizvod renomiranega proizvajalca. Če bo sistem vodenja sestavljen iz opreme, ki je ne bo izdelal en sam proizvajalec, mora ponudnik zagotoviti tudi potrebne dodatne programe, gonilnike (angleško: drivers). Ustrezni gonilniki bodo dobavljeni hkrati z opremo, kateri so namenjeni. Za kasnejše popravljanje obstoječih ali dodajanje novih uporabniških programov mora ponudnik dobaviti tudi razvojna programska orodja in prevajalnike zanje.

Ponudnik mora prav tako ponuditi vso potrebno programsko in strojno opremo za parametriranje posameznih komponent sistema. Ponujeni računalnik mora imeti poleg porabljenih še minimalno 30% prostih Ethernet portov.

Ponudnik mora predstaviti rešitve za izvedbo zaščite komunikacijskega računalnika pred zlonamerno kodo. Prav tako mora predstaviti rešitve in postopke za nadgradnjo operacijskega sistema z varnostnimi popravki.

4. 1. 4. Postajni računalnik z lokalno SCADO

Postajni računalnik z lokalno SCADO, je opisan v poglavju C. Posebni tehnični pogoji, točka 4. 2.

4. 1. 5. Center vodenja DCV Elektro Gorenjska

Center vodenja DCV Elektro Gorenjska je namenjen daljinskemu nadzoru in vodenju objekta RTP 110/20 kV Škofja Loka. Center vodenja DCV Elektro Gorenjska ni predmet tega razpisa, vendar mora izbrani ponudnik zagotoviti sledeče:

• zagotoviti vmesnik za komunikacijo s centrom vodenja DCV Elektro Gorenjska. Uporabi se protokol IEC 00000-0-000,

• izbrani ponudnik mora pripraviti signalno mapo, ki je osnova za parametriranje komunikacijskega vmesnika na centru vodenja DCV Elektro Gorenjska,

• izbrani ponudnik mora v ponudbi upoštevati tudi stroške in časovni plan, ki je potreben za testiranje povezave, alarmnih signalov, komand in ostalih signalov skladno s signalno mapo,

• izbrani ponudnik mora nuditi podporo na strani komunikacijskega računalnika pri vključevanju 20 kV stikališča v center vodenja DCV Elektro Gorenjska,

• repliciranje podatkov lokalno SCADA/DCV sistem mora zagotavljati 100 % identičnost med podatki na lokalni SCADI in podatki poslanimi v DCV,

• identičnost velja tako za informacijo kot čas, kdaj se je zgodilo.

Vse navedeno velja tudi za RDCV Elektro Gorenjska in RCV ELES.

4. 1. 6. Računalnik za nadzor zaščite

Računalnik za nadzor zaščite je namenjen parametriranju naprav zaščite in vodenja ter avtomatskemu zbiranju oscilografij iz omenjenih naprav. Imeti mora najmanj dva ethernet porta za povezovanje na lokalno ethernet stikalo. Omogočati mora tudi povezavo iz pisarne referata za zaščito, preko ethernet omrežja. Računalnik naj ima poleg skupno porabljenih še najmanj 30 % prostih ethernet portov.

Osnovni podatki računalnika za nadzor zaščite:

• računalnik – modelskega razreda i7 (INTEL) z DVD/CD-RW zapisovalnikom,

• vsaj tri komunikacijske vhode za povezavo na ethernet omrežje,

• ekran (vsaj 24" LCD barvni monitor),

• miška s tremi tipkami,

• navadna SLO tipkovnica, (lahko uporabljamo za oblikovanje ekranskega prikaza, itd. in med normalnim obratovanjem ni nujno potrebna).

Ponudnik mora podati specifikacijo programske opreme (parametriranje relejev, pregled avtomatsko zajetih oscilografij,…). Zajete oscilografije na zaščitnih napravah se morajo neposredno avtomatsko prenesti z zaščitne naprave na zato predvideno lokacijo na trdem disku računalnika za nadzor zaščite. V ta namen mora biti na računalniku za nadzor zaščite nameščena ustrezna programska oprema. Avtomatski uvoz oscilografij preko komunikacijskega, postajnega ali nekega tretjega računalnika ni dovoljen.

Ponudnik mora predstaviti rešitve za izvedbo zaščite postajnega računalnika za nadzor zaščite pred zlonamerno kodo. Prav tako mora predstaviti rešitve in postopke za nadgradnjo operacijskega sistema z varnostnimi popravki.

4. 1. 7. Ura za sinhronizacijo

Zaradi kronologije dogodkov na nivoju sistema mora ponudnik zagotoviti sinhronizacijo ure v posameznih delih sistema. Sistem točnega časa je sestavljen iz strežnika točnega časa, GPS antene in pripadajočih kabelskih povezav. Strežnik točnega časa mora podpirati sinhronizacijska protokola NTP in SNTP.

Zahteve za sisteme sinhronizacije so sledeče:

• podpora protokolom NTP in SNTP,

• podpora SNMP V3 protokola,

• časovna resolucija za kronološke dogodke – 1 ms,

• maksimalna dovoljena nezanesljivost sistema do 1ms,

• razlikovanje med zimskim in poletnim časom,

• omrežni vmesniki: vsaj 2x RJ45 Ethernet 10/100 MBit (za povezavo na IEC 61850 mrežno povezavo),

• tip ohišja: 19" Rack-mount,

• ponudnik naj prikaže rešitev za podporo HSR/PRP.

Ponudba mora obsegati poleg ostalega tudi zunanjo anteno (s pritrdilnimi elementi in montažo) z ustrezno dolžino kablov.

4. 2. Postajni računalnik z lokalno SCADO

4. 2. 1. Splošno

Delovanje postaje bo nadzorovano in vodeno v realnem času s pomočjo programskega paketa SCADA. Sistem lokalne SCADE mora vsebovati podatkovno bazo realnega časa, ki odraža trenutno stanje na objektu. Obdelani podatki realnega časa in grafični prikaz stanja na objektu se v realnem času na voljo operaterju. Operater spremlja in upravlja postajo preko tipkovnice, miške in LCD monitorja. Programska oprema za zajemanje in izdajo podatkov mora skrbeti za zajemanje procesnih podatkov in njihovo pravilno razporejenost v bazo podatkov. Ta programska oprema mora zato omogočiti tudi nadzor in odkrivanje napak pri zajemanju podatkov. Pri tem mora upoštevati različno zajemanje podatkov, to je bodisi neposredno (preko vhodov vhodno/izhodnih enot) bodisi posredno (preko komunikacije z digitalno zaščito).

Osnovne funkcije lokalne SCADE zajemajo:

• zajem podatkov v realnem času,

• osnovne obdelave z zajetimi podatki (v realnem času),

• vodenje/krmiljenje,

• obdelave operaterskih sporočil in

• obdelave rezultatov aplikacijskih programov.

Sistem lokalne SCADE potrebuje podatke iz objekta v realnem času. Sistem bo zajemal procesne podatke preko enot vodenja polj po protokolu IEC 61850 edition 2. Lokalna SCADA mora omogočati, da operater krmili stikalne in druge elemente v objektu. Operater mora spremljati alarme in ostale parametre postaje. Lokalna SCADA mora v sistemu delovati neodvisno od delovanja komunikacijskega računalnika.

Sistem vodenja mora vsebovati naslednji tipi podatkov:

• analogne meritve,

• digitalne meritve,

• položajne signalizacije,

• alarmi s točnim časom,

• izračunani analogni podatki,

• "izračunani" digitalni podatki,

• kronološki podatki in

• ročno vneseni podatki.

Lokalna SCADA mora biti zasnovana tako, da se v največji možni meri izključi napake operaterjev, programov in komunikacij. Stikalni elementi morajo biti krmiljeni tako, tako da bo za vsak krmilni ukaz preverjeno vsaj:

• ali je dovoljen/nedovoljen ta ukaz z operaterskega mesta,

• ali je oprema (x.xx. enota vodenja polja) v pogonu,

• ali je element "označen" in

• ali je ukaz napačen.

Zahteve za časovno resolucijo, ki določajo kvaliteto in način časovne sinhronizacije, so sledeči:

• časovna resolucija kronologije dogodkov - 1 ms in

• maksimalna dovoljena nezanesljivost v razločevanju dogodkov na nivoju sistema do 1 ms.

Nadzor in vodenje po postaji distribuiranih inteligentnih naprav se izvaja iz postajnega računalnika (v nadaljevanju lokalna SCADA), ki se nahaja v komandnem prostoru postaje.

4. 2. 2. Vmesnik za komuniciranje človek - stroj

Vmesnik Človek - stroj je namenjen upravljanju s postajno opremo. Elementi za komuniciranje človek - stroj naj se predvidijo:

• ekran (vsaj 24" LCD barvni monitor),

• miška s tremi tipkami,

• navadna SLO tipkovnica, (lahko uporabljamo za oblikovanje ekranskega prikaza, itd. in med normalnim obratovanjem ni nujno potrebna).

Zaslon vmesnika Človek - stroj vsebuje vse potrebne informacije, ki operaterju omogočajo upravljanje s postajo. Vmesnik za sporazumevanje človek - stroj na nivoju postaje mora omogočiti naslednje:

• prikaz stanja (stikalni elementi),

• krmiljenje posameznih stikalnih elementov,

• prikaz merilnih vrednosti,

• vklop in izklop avtomatskih funkcij,

• indikacijo napak,

• beleženje dogodkov,

• oblikovanje sporočil/izpisov/ekranskih vsebin,

• nadzor delovanja sistema vodenja in zaščite,

• samo diagnoza sistema,

• spreminjanje posameznih parametrov (dodajanje novih polj, spremembe imen signalov, spremembe zapisov, spreminjanje protokola itd.).

Zaslon mora biti razdeljen s pravokotnimi okvirji na več oken in v vsakem od njih se lahko spremlja drugačen prikaz. V vsakem oknu naj bo možno izvajati katerokoli aktivnost. Velikost posameznega okvirja naj bo poljubno nastavljiva. Okenski okvirji so lahko prikazani eden na drugem, ali eden poleg drugega.

Aktivno okno naj se vizualno loči od ostalih, pasivnih okenskih prikazov. Pasivno okno se spremeni v aktivno z enostavno operaterjevo akcijo. Bodi si samo s postavitvijo kurzorja na želeno okno ali s pritiskom na gumb miške, ko je kurzor na področju želenega okna.

Na okenskem okvirju naj bodo vsebovani krmilni elementi, ki omogočajo:

• povečanje okna na normalno velikost,

• povratno akcijo, oziroma zmanjšanje velikosti okna na prvotno stanje,

• ukinitev prikaza in zmanjšanje okna na nivo ikone, z možnostjo ponovnega prikaza,

• dokončno ukinitev prikaza in

• premikanje vidnega polja prikaza znotraj določene povečave.

Vsak okenski prikaz mora imeti svojo oznako ali ime, preko katerega ga operater lahko prikliče. Ime ali oznaka mora biti predstavljeno v slovenskem jeziku in se mora logično

navezovati na prikaz.

Komunikacija človek - stroj mora omogočiti in tudi upoštevati različno delovanje glede na izbrane položaje preklopk lokalno/daljinsko, ki določajo režim oz. nivo krmiljenja. Osnova komunikacije med človekom in strojem naj bo zasnovana na uporabi polne grafike, ki mora omogočati:

• uporabo premikov, povečevanj, nivojev preglednosti in poimenovanj okenskih prikazov za lažjo izbiro področja gledanja ter

• različno organizacijo in razvrščanje okenskih prikazov.

4. 2. 3. Celostna grafična podoba

Ponujena lokalna SCADA naj v čim večji možni meri upošteva Celostno grafično podobo zaslonskih prikazov, ki bodo prikazani v nadaljevanju. Predvsem so pomembne barve ozadij, barve elementov, barve meritev, barve alarmnih lučk, organizacija in oblika oken zaslonskih prikazov ter ukaznih gumbov.

4. 2. 4. Definicija simbolov

Na grafičnem prikazu je predstavljena množica elementov, kot na primer: odklopniki, ločilniki, transformatorji, itd..., ki morajo biti uniformni in so zbrani v knjižnici. Vsak element v knjižnici naj ima določeno obliko in je opremljen z začetnimi vrednostmi, ki so značilne za ta element.

Oblika elementov je prikazana na spodnjih slikah. Vsakemu elementu naj bo možno kasneje spremeniti določene atribute, kot so na primer:

• barva,

• frekvenca utripanja,

• velikost in

• "zapolnjenost" z barvo.

Primer simbolov v vodni celici je prikazan na sliki 1:

Slika 1: Primer simbolov v vodni celici

4. 2. 5. Alfa numerični znaki

Sistem lokalne SCADE mora podpirati Slovenski nabor alfa numeričnih znakov. V prikazih na zaslonu operaterja morajo biti predvideni najmanj naslednji tipi alfa numeričnih informacij:

• naslovi okenskih prikazov in stolpcev za prikaz podatkov,

• sistemski parametri,

• zajeti podatki,

• ročno vneseni podatki,

• izračunani podatki,

• seznami, poročila in

• tekstovni podatki (sporočila itd.).

Vsak alfa numerični podatek/točka, ki je v podatkovni bazi, ne glede na njegov izvor, se lahko prikazuje na katerikoli lokaciji zaslona.

4. 2. 6. Predstavitev grafičnih podatkov

Zaradi lažje vizualne predstavitve vrednosti podatkov in lažje primerjave sorodnih podatkov v sistemski podatkovni bazi so zaželene naslednje grafične predstavitve podatkov:

• stolpični diagrami,

• rezine (pie),

• dvodimenzionalni grafikoni,

• tridimenzionalni grafikoni in

• trendi.

Diagrami in grafikoni morajo imeti možnost izbire barve za predstavitev posameznih podatkov, dodajanja rastrske mreže za lažjo določitev vrednosti, opremljanja z naslovi, komentarji, itd..

4. 2. 7. Obnavljanje prikazov

Vsi podatki realnega časa naj se na prikazih samodejno obnavljajo v časovnih intervalih, ki so določeni z zajemanjem teh podatkov. Ostali podatki na prikazu se obnovijo vsakič, ko pride do njihove spremembe, novega izračuna, prekoračitve oz. do nastanka alarma. Zaradi boljše izrabe procesorskega časa se statični podatki obnavljajo le na zahtevo.

4. 2. 8. Alarmi

Simbol naprave, kjer je "nastopilo" alarmno stanje, naj utripa in naj bo označen z ustrezno barvo vse dotlej, dokler alarmno stanje ni potrjeno. Prav tako utripajo simboli posamičnih elementov na enopolnih shemah, alarmnih listah ali drugih prikazih, dokler alarmno stanje za njih ni potrjeno.

Sistem lokalne SCADE mora omogočati razvrstitev alarmov v več prioritetnih skupin.

Omogočena mora biti izbira obnašanja in barvanja posamezne prioritetne skupine.

Na sistemu vodenja v objektu RTP Škofja Loka se uporabljajo le signali s točnim časom, ter se kot taki zapisujejo v vse liste v sistemu lokalne SCADE.

Vsak aktiven alarm se mora signalizirati s hupo. Operater mora imeti možnost nastavljanja parametrov hupe (npr. jakost hupe, vrsta zvoka….).

4. 2. 9. Dinamika shem

Električne povezave in elementi na enopolni shemi objekta morajo prikazovati ustrezen status glede na stanje. Ločimo sledeča stanja povezav:

• povezave in elementi pod napetostjo (črna barva),

• povezave in elementi niso pod napetostjo (siva barva),

• povezave in elementi so ozemljeni (rdeča barva).

4. 2. 10. Tiskanje in izvoz v MS office formate

Lokalna SCADA mora imeti možnost, da se razne izpise, prikaze, vsebino historičnih list, ter sheme ustrezno izvozi v MS Office format, oziroma se pripravijo za tiskanje.

4. 2. 11. Zaslonski prikazi

Zaslonske prikaze lahko delimo na glavni krmilni SCADA prikaz, osnovno enopolno shemo postaje, podrejene zaslonske prikaze in pomožne zaslonske prikaze. Na zaslonu vmesnika človek - stroj morajo biti prikazani sledeči prikazi:

• GLAVNI KRMILNI SCADA PRIKAZ

Glavni krmilni SCADA prikaz je lahko vsebovan v ostalih zaslonskih prikazih, ali nastopa kot samostojni prikaz. Če je glavni krmilni SCADA prikaz del ostalih zaslonskih prikazov mora biti vsebovan v vseh zaslonskih prikazih, razen kjer ni izrecno navedeno, da se glava prikaza ne prikazuje. V primeru, da je glavni krmilni prikaz samostojen prikaz mora biti vedno na razpolago operaterju.

Glava prikaza je sestavljena iz imena postaje, imena zaslonskega prikaza, statusa krmiljenja postaje (ročno, daljinsko, lokalno), gumbov za upravljanje z lokalno SCADO, ter gumbov za prehajanje med ostalimi prikazi in funkcijami lokalne SCADE. Prikazana morata biti tudi datum in točna ura (po možnosti prikaz mili sekund). Slika 2 prikazuje princip organizacije glavnega krmilnega prikaza. Dejanski izgled je lahko prilagojen ponudnikovemu produktu, vendar mora minimalno vsebovati vse zgoraj naštete elemente.

Slika 2: Princip organizacije glavnega krmilnega prikaza

• OSNOVNA ENOPOLNA SHEMA POSTAJE

Prikaz enopolne sheme postaj mora vsebovati sheme polj/postrojev (odklopniki, ločilniki, ozemljitveni ločilniki). Prikazane morajo biti imena izvodnih celic, zaporedna številka celice (J01….), ter imena stikalnih elementov. Prikaz stikalnih elementov mora odražati trenutno stanje stikalnega elementa (izklopljen, vklopljen, vmes in napaka). Na osnovni sliki so prikazane trenutne vrednosti tokov po izvodih s pripadajočimi podatki o nastavitvah pretokovne zaščite. Prikazane morajo biti tudi meritve napetosti na zbiralkah. Osnovni prikaz mora vsebovati prikaz prisotnosti napetosti na zbiralkah in izvodih, ki se zajema na indikatorjih napetosti. Jasno mora biti prikazana lokacija merilnih celic. Prikaz mora vsebovati alarmne lučke, kjer se po prioriteti prikazuje prisotnost alarma. Iz glavne enopolne sheme je možen prehod na podrejeni zaslonski prikaz, ki vsebuje nabor alarmov, ki pripadajo posamezni celici. Drug zaslonski prikaz pa vsebuje gumbe in informacije, ki so potrebni za izvajanje preklopnih funkcij. Slika 3 prikazuje princip organizacije enopolne sheme postaje. Dejanski izgled je lahko prilagojen ponudnikovemu produktu, vendar mora minimalno vsebovati vse zgoraj naštete elemente.

Slika 3: Princip organizacije enopolne sheme postaje

• PODREJENI ZASLONSKI PRIKAZI Prikaz alarmov

Prvi podrejeni zaslonski prikaz vsebuje nabor in prikaz prisotnosti alarmov po posamezni celici. Ta zaslonski prikaz se odpre s pritiskom na ime celice. Velikost tega prikaza naj bo prilagojena količini informacij, ki jo prikazuje. Prikaz vsebuje ime celice, meritve tokov in moči, ter nabor pripadajočih alarmov. Prikaz alarmov je sestavljen iz alarmne lučke in opisa alarma. Ob prisotnosti alarma se alarmna lučka obarva v skladu s prioriteto alarma. Dokler alarm ni potrjen, s strani operaterja, mora alarmna lučka utripati. Ko je potrjena se utripanje ustavi. Če je alarm še prisoten, ostane lučka obarvana v barvi prioritete alarmov. V primeru, da alarma ni več se lučka obarva prozorno. Ta zaslonski prikaz mora vsebovati tudi mehanizem za potrjevanje posameznega alarma ali grupe alarmov. V tem oknu ni vsebovanega glavnega krmilnega SCADA prikaza.

Slika 4 prikazuje princip organizacije prikaza alarmov. Dejanski izgled je lahko prilagojen ponudnikovemu produktu, vendar mora minimalno vsebovati vse zgoraj naštete elemente.

Slika 4: Princip organizacije prikaza alarmov

Izvajanje stikalnih manipulacij

Drugi podrejeni zaslonski prikaz prikazuje informacije in gumbe za izvedbo preklopa. Ta zaslonski prikaz se odpre s pritiskom na stikalni element. Velikost tega prikaza naj bo prilagojena količini informacij, ki jo prikazuje. Prikaz vsebuje ime stikalnega elementa in ime celice, ki ji pripada. Vsebuje tudi vse potrebne gumbe za izvedbo stikalne manipulacije in sicer izbira akcije (VKLOP/IZKLOP) ter potrditev ali preklic preklopne akcije. Prikazan mora biti tudi informacija v katerem delu sekvence preklopa se operater nahaja. V tem oknu ni vsebovanega glavnega krmilnega SCADA prikaza.

Slika 5 prikazuje princip organizacije okna za izvajanje stikalnih manipulacij. Dejanski izgled je lahko prilagojen ponudnikovemu produktu, vendar mora minimalno vsebovati vse zgoraj naštete elemente.

Slika 5: Princip organizacije okna za izvajanje stikalnih manipulacij

• POMOŽNI ZASLONSKI PRIKAZI Prikaz aktivnih alarmov

Ta prikaz vsebuje listo aktivnih alarmov. Alarmi morajo biti zapisani kronološko po času nastanka. Operater mora imeti možnost filtriranja alarmov po mestu nastanka, času, prioriteti ali tipu alarma itd.. Operater mora imeti možnost, da potrdi alarm ali skupino alarmov. Zapis aktivnega alarma mora utripati in zvočno opozarjati. Barva alarma mora biti v skladu s prioriteto alarma. Ko operater alarm potrdi le ta preneha utripati, zapis pa ostane v listi. V primeru, da alarm ni več prisoten, zapis izgine iz liste.

Slika 6 prikazuje princip organizacije okna za prikaz aktivnih alarmov. Dejanski izgled je lahko prilagojen ponudnikovemu produktu, vendar mora minimalno vsebovati vse zgoraj naštete elemente.

Slika 6: Princip organizacije okna za prikaz aktivnih alarmov

Historični prikaz alarmov in dogodkov

Alarmi in dogodki, ki niso več aktivni se shranjujejo v listi historičnih alarmov in dogodkov. V listi so obvezno zapisani: čas nastanka alarma, mesto nastanka alarma, vrsta alarma, status alarma itd. V primeru stikalnih manipulacij je potreben zapis kdo je stikalno manipulacijo izvedel. Operater mora imeti možnost uporabe filtrov. Filtriranje naj se izvaja po mestu nastanka, času, prioriteti ali tipu alarma itd.. Podatki se morajo prikazovati vsaj za obdobje 1 leta. Omogočena mora biti možnost izvoza seznama zapisov na tiskalnik in v MS

Office format.

Prikaz pomožnih naprav (lastna raba)

Ta prikaz vsebuje enopolno shemo pomožnih naprav (lastne rabe). Prikaz mora vsebovati prikaze statusov stikalnih elementov, meritve in pripadajoče alarme. Xxxxxx, ki nastopajo v tej shemi, morajo biti združeni in kot taki prikazani na glavni enopolni shemi. Prikaz na glavni enopolni shemi mora biti urejen po prioritetah.

Prikaz nadzora sistemov vodenja

Ta prikaz vsebuje logično shemo postajnih naprav, kot so na primer: IED, komunikacijski računalniki, SCADA računalniki, GPS ura, ethernet stikala in ostala. Na shemi mora biti prikazano stanje naprav, stanje povezav in ostali diagnostični podatki, ki so na voljo.

Prikaz kvalitete SIST EN50160 po izvodih

V tem prikazu mora biti omogočen prikaz vrednosti meritev veličin po standardu SIST EN501060, ki se shranjene v podatkovni bazi. Omogočena mora biti izbira ene ali več veličin v izbranem časovnem intervalu. Prikaz izbranih historičnih veličin se prikaže v tabelarični ali grafični obliki. Omogočena mora biti možnost izvoza seznama zapisov na tiskalnik in v MS Office format.

Grafični prikaz poteka merjenih veličin

V tem prikazu ima operater možnost spremljanja časovnega poteka merjenih veličin v omejenih časovnih oknih. Operater lahko izbere eno ali več veličin, ki jih želi zajemati. Omogočena mora biti tudi možnost izbire časovnega intervala zajema merjene veličine. Interval zajema se mora gibati v razponu od sekunde do ure. Zajeti podatki se hranijo v krožnem pomnilniku. Prikaz zajetih veličin se prikaže v tabelarični ali grafični obliki. Omogočena mora biti možnost izvoza seznama zapisov na tiskalnik in v MS Office format.

Historični prikaz analognih meritev

V tem prikazu mora biti omogočen prikaz 15 minutnih povprečnih vrednosti meritev, ki se shranjene v podatkovni bazi. Omogočena mora biti izbira ene ali več veličin v izbranem časovnem intervalu. Prikaz izbranih historičnih veličin se prikaže v tabelarični ali grafični obliki. Omogočena mora biti možnost izvoza seznama zapisov na tiskalnik in v MS Office format.

Historični prikaz števčnih meritev

V tem prikazu mora biti omogočen prikaz števčnih meritev, ki se shranjene v podatkovni bazi. Omogočena mora biti izbira ene ali več meritev v izbranem časovnem intervalu. Prikaz izbranih historičnih meritev se prikaže v tabelarični ali grafični obliki. Omogočena mora biti možnost izvoza seznama zapisov na tiskalnik in v MS Office format.

Dnevnik preklopov

Ta prikaz vsebuje listo preklopnih manipulacij odklopnikov Q0. Lista mora vsebovati čas manipulacije, ime stikala, celica, opis stikala, status položaja stikala. Filtriranje mora biti omogočeno po vseh stolpcih prikaza. Omogočena mora biti možnost izvoza seznama zapisov na tiskalnik in v MS Office format.

Dnevno poročilo

Dnevno poročilo vsebuje zapise o delovanjih zaščit, preklopih ločilnikov, in ostalih pomembnejših alarmih. Operater mora imeti pri oblikovanju poročila možnost izbire dneva,

celice ali več celic. Izpis mora vsebovati čas nastanka, mesto nastanka, opis in status alarma ali dogodka. Filtriranje mora biti omogočeno po vseh stolpcih prikaza. Omogočena mora biti možnost izvoza seznama zapisov na tiskalnik in v MS Office format.

4. 2. 12. Testni in razvojni sistem

Sistem lokalne SCADE mora omogočati EG administratorjem sistema, da lahko na varen in zanesljiv način izvajajo vzdrževalna dela, rišejo nove slike, popravljajo bazo…. Pri tem ne sme biti nevarnosti za korupcijo trenutno delujočega sistema. Testno- razvojni sistem je lahko instaliran na lokalni ali neki drugi strojni platformi. Pri tem mora biti omogočeno hitro izdelovanje in instalacija varnostnih kopij in različnih verzij lokalne SCADE.

4. 2. 13. Podatkovna baza

Podatkovna baza SCADA sistema mora biti odprtega tipa, ter kot taka administratorju omogoča dva načina dostopa:

• Administratorski dostop v bralno/pisalnem načinu. Dostop do podatkovne baze v tem načinu je zaščiten s kombinacijo uporabniškega imena in gesla. Namenjen je izključno administraciji SCADA sistema. Če bralno/pisalni način ni mogoč, mora imeti administrator pravice, da samostojno izvaja popravke na sistemu lokalne SCADE. Pod popravki se smatra popravljanje in dodajanje novih točk, signalov, izdelava in popravki zaslonskih prikazov.

• Administratorski dostop v bralnem načinu omogoča administratorju vpogled v podatkovno bazo brez možnosti izvajanja sprememb v bazi. Dostop do podatkovne baze v tem načinu je zaščiten s kombinacijo uporabniškega imena in gesla, ki pa se mora razlikovati od prejšnjega načina.

Nabor signalov, poimenovanje, prioritete signalov in naslavljanje bodo določeni kasneje, skladno z dogovori med naročnikom in ponudnikom.

4. 2. 14. Varnost, arhiviranje, varnostne kopije

Sistem lokalne SCADE mora omogočati različne nivoje prijavljanja v sistem. Lokalna SCADA mora imeti najmanj 2 nivoja prijavljanja in sicer: administratorski nivo in operaterski nivo. Najvišji nivo pravic ima administrator, ki lahko upravlja s programsko opremo na računalniku (sistemsko in aplikativno). Naslednji nivo so uporabniki, ki imajo dovoljen le dostop do SCADA aplikacije. Dostop do sistema jim je strogo prepovedan. Administrator sistema s strani EG mora imeti možnost upravljanja z gesli na sistemu lokalne SCADE. Ponudnik mora predstaviti možnosti instalacije varnostnih popravkov, upravljanje lokalne požarne pregrade. Ponudnik naj prav tako predstavi scenarije in ukrepanje v primeru varnostnih incidentov (npr. okužba z zlonamerno kodo, vdor, odpoved določene komponente, zloraba USB portov). Ob zagonu morajo biti na sistem naloženi zadnji varnostni popravki. Ponudnik naj predstavi tudi možnost izvedbe scanov z antivirusnimi programi. Pri tem je potrebno upoštevati, da lokalna SCADA ni povezana v svetovni splet.

Zagotoviti je potrebno arhiviranje podatkov. Procesni podatki se morajo hraniti in biti hitro dostopni za najmanj eno leto. Starejši podatki morajo biti shranjeni v enem od

standardnih načinov arhiviranja.

Ponudnik mora predstaviti načine za izdelavo varnostnih kopij sistema. Izdelati je potrebno varnostno kopijo in jo tudi naložiti na sistem. Zahtevano je, da se varnostne kopije s strani administratorjev EG izdeluje kadarkoli.

Ponudnik mora predstaviti rešitve za izvedbo zaščite postajnega računalnika za nadzor zaščite pred zlonamerno kodo. Prav tako mora predstaviti rešitve in postopke za nadgradnjo operacijskega sistema z varnostnimi popravki.

4. 2. 15. Komunikacijski SCADA vmesniki

Komunikacijska programska oprema sistema vodenja naj bo grajena v skladu z ISO/OSI referenčnim modelom za več nivojsko arhitekturo komuniciranja. Uporabniške verzije teh standardov morajo biti prilagojene specifičnim zahtevam v sistemu za sprotno vodenje:

• različnost podatkov (časovno kritična sporočila, velikost sporočil, način prenosa podatkov),

• kontrola zasedenosti komunikacijskih linij in pomnilnikov,

• kontrola napak in

• inicializacija in sinhronizacija komunikacij po vsaki prekinitvi ali napaki.

Komunikacijska programska oprema mora podpirati redundantne zveze, rešuje konflikte v izbiri zvez in zagotavlja več prioritetnih nivojev za različne kategorije podatkov. Protokol naj zagotavlja segmentiranje prenosa podatkov. Vsebuje postopke za zaščitno kodiranje in preverjanje napak. Predviden naj bo tudi postopek potrjevanja pravilnega sprejema za vsak paket sporočila. Napačno sprejeta sporočila se pošiljajo še enkrat.

Programi za nadzor in krmiljenje komunikacijskih naprav morajo omogočati popoln vpogled v trenutno in predhodno delovanje le-teh, nadzor usmerjanja ukazov/podatkov, nadzor nad napakami, izračunavanje statistike, definiranje in spreminjanje komunikacijskih parametrov ter izpisovanje sporočil.

Za komuniciranje s postajnimi napravami naj se uporabi protokol IEC 61850 Edition 2.

Za potrebe daljinskega dostopa do lokalne SCADE in upravljanja je potrebno omogočiti tudi varen oddaljeni dostop do lokalne SCADE. Ponudnik naj predstavi rešitve za izvedbo varnega dostopa do lokalne SCADE.

Za potrebe nadzora delovanja strojne opreme mora sistem lokalne SCADE, komunikacijski računalnik, ethernet stikala, GPS ura nuditi podporo SNMP protokolu.

4. 3. Nivoji in način vodenja

Sistem vodenja je v splošnem razdeljen na tri osnovne nivoje. Način izvajanja komand se načrtuje z izbirno centralno (postajno) preklopko, nameščeno v novi omari vodenja. Nivo vodenja mora biti skupen za vodenje 110 kV in 20 kV dela. Položaj centralne preklopke nam določa naslednje načine krmiljenja:

• položaj 1: lokalno z omare vodenja in zaščite,

• položaj 2: lokalno z omare vodenja in zaščite in s postajnega SCADA računalnika,

• položaj 3: lokalno z omare vodenja in zaščite, s postajnega SCADA računalnika in daljinsko iz DCV.

Lokalno vodenje se bo izvajalo na čelni plošči naprav zaščite in vodenja, ki mora vsebovati za to potrebne tipke, preklopke, LCD zaslon in signalizacijo ter na SCADA računalniku.

Izbira načina vodenja se poleg centralne preklopke izvede z:

• dvopoložajno preklopko na računalnikih polja v omarah vodenja in zaščite »0 – daljinsko krmiljenje izklopljeno / 1 – daljinsko krmiljenje vklopljeno«,

• dvopoložajno preklopko s ključem na omarah vodenja in zaščite »0 – pomožno krmiljenje izklopljeno (z blokadami) / 1 – pomožno krmiljenje vklopljeno (brez blokad)«,

• dvopoložajno preklopko na napravah zaščite in vodenja na vsaki 20kV celici »0 – daljinsko krmiljenje izklopljeno / 1 – daljinsko krmiljenje vklopljeno«.

Z različnimi kombinacijami stanja preklopk morajo biti možni naslednji nivoji in načini vodenja 110 kV polj:

1. Ročno vodenje brez blokad s preklopkami na lokalnem krmilnem panelu: preklopka za vklop/izklop pomožnega krmiljenja je v položaju »1 - pomožno krmiljenje vklopljeno«, preklopka za vklop/izklop daljinskega krmiljenja pa je v položaju »0 – daljinsko krmiljenje izklopljeno«. Položaj centralne preklopke ni pomemben.

2. Vodenje samo preko LCD zaslona računalnika polja z upoštevanjem blokad: preklopka za vklop/izklop daljinskega krmiljenja je v položaju »1 – daljinsko krmiljenje vklopljeno«, preklopka za vklop/izklop pomožnega krmiljenja pa je v položaju »0 – pomožno krmiljenje izklopljeno«. Centralna preklopka mora biti v položaju »1 - lokalno z omare vodenja in zaščite«.

3. Vodenje preko LCD zaslona računalnika polja z upoštevanjem blokad in s postajnega računalnika: preklopka za vklop/izklop daljinskega krmiljenja je v položaju »1 – daljinsko krmiljenje vklopljeno«, preklopka za vklop/izklop pomožnega krmiljenja pa je v položaju »0 – pomožno krmiljenje izklopljeno«. Centralna preklopka je v položaju »2 - lokalno z omare vodenja in zaščite in s postajnega računalnika«.

4. Vodenje preko LCD zaslona računalnika polja z upoštevanjem blokad, s postajnega računalnika in iz centra vodenja: preklopka za vklop/izklop daljinskega krmiljenja je v položaju »1 – daljinsko krmiljenje vklopljeno«, preklopka za vklop/izklop pomožnega krmiljenja pa je v položaju »0 – pomožno krmiljenje izklopljeno«. Centralna preklopka je v položaju »3 - lokalno z omare vodenja in zaščite, s postajnega računalnika in daljinsko iz DCV«

Enako velja za vodenje 20 kV stikališča, brez upoštevanja preklopke pomožnega krmiljenja (ročno krmiljenje je izvedeno mehansko brez blokad s tipkami direktno na 20kV celici).

4. 3. 1 Lokalno vodenje

Vsako 110 kV polje v RTP 110/20 kV Škofja Loka bo imelo novo pripadajočo omaro vodenja in zaščite. V vsaki omari se bo nahajal računalnik polja, oprema zaščite in ostala

potrebna oprema.

Računalnik polja bo zajemal procesne podatke polja, jih posredoval nadrejenemu komunikacijskemu računalniku in krmilil naprave polja (izvajal ukaze nad posameznimi primarnimi napravami polja).

Lokalno vodenje 110 kV polja mora biti omogočeno:

• s preklopkami na lokalnem krmilnem panelu (brez blokad - direktno mimo računalnika polja),

• s tipkami in preklopkami na računalniku polja preko LCD zaslona (z blokadami).

V 20 kV celicah se bo nahajala enota zaščite in vodenja, ki bo zajemala procesne podatke celice in jih posredovala nadrejenemu komunikacijskemu računalniku.

Lokalno vodenje 20 kV celice mora biti omogočeno:

• z mehanskimi tipkami na 20kV celici (brez blokad - direktno mimo enote zaščite in vodenja),

• s tipkami in preklopkami na enoti zaščite in vodenja preko LCD zaslona (z blokadami).

Vodenje polja preko lokalnega krmilnega panela (110kV stikališče)

Na lokalnem krmilnem panelu je prikazana slepa shema polja z naslednjimi elementi:

- komandno potrdilna stikala (s signalizacijo) za vklop/izklop posameznih VN naprav,

- preklopka za vklop/izklop daljinskega krmiljenja,

- preklopka za vklop/izklop pomožnega krmiljenja (neblokirano in blokirano krmiljenje).

Vodenje VN naprav preko lokalnega krmilnega panela je mogoče le ročno mimo računalnika polja (direktno, brez blokad), ko je preklopka za vklop/izklop pomožnega krmiljenja je v položaju »1 - pomožno krmiljenje vklopljeno«, preklopka za vklop/izklop daljinskega krmiljenja pa je v položaju »0 – daljinsko krmiljenje izklopljeno«. Položaj postajne preklopke ni pomemben.

Lokalno vodenje brez blokad preko lokalnega krmilnega panela se uporablja le v primeru zasilnega delovanja ali servisnih posegov.

Vodenje polja preko računalnika polja / enote zaščite in vodenja

Vodenje preko računalnika polja poteka preko tipk in LCD zaslona na računalniku polja. Preklopka za vklop/izklop daljinskega krmiljenja mora biti v položaju »1 – daljinsko krmiljenje vklopljeno«, preklopka za vklop/izklop pomožnega krmiljenja pa v položaju »0 – pomožno krmiljenje izklopljeno«. Postajna preklopka mora biti v položaju »1 - lokalno z omare vodenja in zaščite«. Preko tipk je na LCD zaslonu potrebno izbrati želen VN element in pritisniti na tipko za vklop/izklop.

Pri vodenju preko računalnika polja se vedno upoštevajo blokade. Vodenje preko računalnika polja se uporablja v normalnem obratovalnem stanju.

4. 3. 2 Postajno vodenje

Vse distribuirane inteligentne naprave v 110 kV in 20 kV stikališču bodo povezane v nov komunikacijski računalnik, nameščen v omari vodenja v komandnem prostoru 20 kV stikališča.

Komunikacijski računalnik deluje kot posrednik med napravami na nivoju polja in nadrejenim postajnim računalnikom oz. centrom vodenja (DCV).

Vodenje na postajnem nivoju (preko postajnega SCADA računalnika) je mogoče takrat, ko je postajna preklopka v položaju »2« ali »3«, preklopka za vklop/izklop daljinskega krmiljenja na posameznih omarah vodenja in zaščite pa je v položaju »1 – daljinsko krmiljenje vklopljeno«.

4. 3. 3 Vodenje postaje iz DCV

Vodenje postaje iz centra vodenja je omogočeno takrat, ko je tropoložajna postajna preklopka v položaju »3 - lokalno z omare vodenja in zaščite, s postajnega računalnika in daljinsko iz DCV« in preklopka za vklop/izklop daljinskega krmiljenja na omari vodenja in zaščite v položaju »1 – daljinsko krmiljenje vklopljeno«.

Na nivoju DCV morajo biti omogočene enake funkcionalnosti kot so na voljo na postajnem nivoju (zajem podatkov in izdaja komand).

Pristojnost daljinskega vodenja posameznih VN elementov med EG in ELES se uredi z navodili in programskimi blokadami.

Povezava med komunikacijskim računalnikom in DCV bo potekala preko obstoječih TK naprav EG. Za komunikacijo je predviden protokol IEC 00000-0-000. Zahtevana sta minimalno 2x RJ45 100 MBit Ethernet port.

4. 4. Komunikacije

Zaradi izmenjave informacij, s pomočjo katerih je mogoče voditi RTP 110/20 kV Škofja Loka, morajo naprave in sistemi medsebojno komunicirati. Sekundarna oprema – inteligentne naprave vodenja in zaščite, komunikacijski računalnik in SCADA računalnik, morajo biti medsebojno povezani preko optičnih in električnih povezav. Na izpostavljenih mestih morajo biti optični kabli primerno mehansko zaščiteni.

Vsa potrebna komunikacijska oprema je predmet dobave.

Komunikacija med DCV Elektro Gorenjska, RDCV in RCV ELES in komunikacijskim računalnikom v RTP Škofja Loka bo izvedena po obstoječi optični prenosni poti EG.

Telekomunikacijska omara je nameščena v samostojnem TK prostoru RTP. TK omaro ter optično prenosno pot zagotovi naročnik in ni predmet tega razpisa.

5. Sistem meritev

5. 1. Splošno

Meritve električne energije so namenjene kontroli pretokov električne energije na osnovi pretoka energije preko dovodnih daljnovodnih polj ter pretoka energije preko energetskih transformatorjev.

Zajem števčnih meritev je izveden s precizijskimi mikroprocesorskimi štirikvadrantnimi števci v izvedbi za vgradnjo v 19" okvir. 19" košara mora imeti možnost vgradnje dveh števcev. Vgrajeni naj bodo dvosmerni kombinirani števci delovne in jalove energije razreda točnosti 0.2 S po SIST EN 62053-22 za delovno in razreda točnosti 1 S po SIST EN 62053-24 za jalovo energijo, z interno registracijo vsaj 8 poljubno izbranih merjenih veličin (registrov) za obdobje vsaj 60 dni pri merilni periodi 15 minut. Merilna perioda naj bo nastavljiva med 1 in 60 minut. Omogočena mora biti daljinska sinhronizacija točnega časa.

V prostoru 110 kV GIS stikališča se poleg omar za zaščito in vodenje 110 kV postavi omaro sistema meritev =E+Q1, v kateri bo nameščena sledeča oprema:

• impulzni števec za DV polje =E02 Kleče, za kontrolo pretoka energije (1 kos),

• impulzni števec za DV polje =E03 Okroglo, za kontrolo pretoka energije (1 kos),

• impulzni števec za DV polje =E06 Železniki, za kontrolo pretoka energije (1 kos),

• impulzni števec za TR polje =E05 TR1, za obračun (1 kos),

• impulzni števec za kontrolo pretoka na TR1, v 20 kV TR celici =J12/13 (1 kos),

• impulzni števec za TR polje =E07 TR2, za obračun (1 kos),

• impulzni števec za kontrolo pretoka na TR2, v 20 kV TR celici =J36 (1 kos).

Obstoječe naprave – premontaža:

• registrator kakovosti električne energije DRANETZ 61SG (ELES) na 110 kV strani (1 kos),

• registrator kakovosti električne energije QWAVE POWER (EG) na 20 kV strani (2 kos),

• registrator kakovosti električne energije QWAVE LIGHT (EG) na 110 kV strani (1 kos).

Predmet razpisa je dobava, montaža in ožičenje nove omare sistema meritev ter števcev električne energije (npr. z ZMQ202C L&G). Poleg števcev se dobavi še dve 24 portni mrežni rack stikali 10/100/1000 Mbps (npr. Extreme Networks X440-G2-24t-GE4) in 16 portni pretvornik RS485/ethernet (npr. RUGGEDCOM RS416)

Za prenos podatkov iz omare števčnih meritev se omogoči naslednje komunikacijske kanale:

• 1x ethernet kanal iz 16 portnega serijskega pretvornika za potrebe ELES,

• 1x ethernet kanal iz ethernet stikala za potrebe ELES,

• 1x ethernet kanal za potrebe ELES (meritve kakovosti električne energije),

• 1x ethernet kanal iz ethernet stikala za potrebe EG,

• 1x ethernet kanal za potrebe EG (meritve kakovosti električne energije).

Vsi števci morajo imeti en vmesnik RS485 in dva neodvisna ethernet vmesnika. RS485 vmesnik mora biti pripravljen za navezavo na »Center daljinskih meritev ELES«, prvi ethernet vmesnik je namenjen za priključitev v sistem ELES, drugi ethernet vmesnik pa priključitvi v sistem EG.

Za potrebe EG se na računalnike polj =E02, =E03, =E05, =E06, =E07 priključijo impulzi iz obračunskih števcev na 110 kV strani in iz kontrolnih števcev na 20 kV strani. Vsi števci se preko drugega vmesnika ethernet povežejo na ethernet stikalo ter preko ethernet komunikacijskega kanala in TK naprav do DCV EG.

Za potrebe ELES se iz vsakega števca RS485 kanal poveže vsak na svoj port na 16 portni pretvornik RS485. Ethernet priključek na RS485 pretvorniku se poveže na ethernet kanal in naprej do TK opreme ELES in od tam do centra daljinskih meritev ELES.

Za prenos števčnih podatkov preko vmesnika ethernet se vsi števci se preko prvega vmesnika ethernet povežejo na ethernet stikalo ter preko ethernet komunikacijskega kanala in TK naprav ELES do centra daljinskih meritev ELES.

Ponudnik mora dobaviti programsko opremo za parametriranje števcev, vključno z optično sondo in kabli za neposredno povezavo na števce ter zagotoviti šolanje predstavnikov naročnika.

Branje števcev mora biti mogoče iz obstoječega merilnega centra Elektro Gorenjske proizvajalca Iskraemeco - SEP2W System 2017 R2.

5. 2. Zahteve za števce

Karakteristike vseh elektronskih števcev morajo odgovarjati naslednjim zahtevam:

• precizijska mikroprocesorska štirikvadrantna izvedba,

• panelna izvedba,

• razred točnosti 0.2S,

• impulzni dajalniki A+, A-, R+, R- za povezavo z registratorjem števčnih impulzov (števca v TR poljih morata imeti 2 seta impulznih dajalnikov),

• merjenje delovne energije v dveh smereh ter jalove v štirih kvadrantih in kombiniranih kvadrantih,

• nazivni tok In = 1 A (Imax = 1,5 In), nazivna fazna napetost 3x 100/√3 V, fn=50 Hz,

• primarno merjenje, prestavno razmerje tokovnih in napetostnih transformatorjev mora biti nastavljivo preko optičnega vmesnika na števcu (standard IEC 62056- 21) s pomočjo programske in ostale opreme, ki je tudi del ponudbe,

• možnost avtomatske korekcije pogreškov merilnih transformatorjev,

• možnost merjenja izgub v TR oz. DV,

• ura realnega časa s koledarjem,

• možnost daljinske in lokalne sinhronizacije točnega časa (preko protokola in pulza),

• merilna perioda: najmanj 1 minuta,

• registriranje bremenske krivulje (minimalno 8 kanalov),

• LCD zaslon za prikaz izmerjenih vrednosti in ostalih parametrov števca,

• 1x vmesnik RS485 (potrebe ELES za serijsko komunikacijo med števcem in obstoječo centralno postajo po standardnem protokolu DLMS (IEC 62056-

42/46/53/61/62),

• 2x ethernet vmesnik (potrebe EG in ELES) za komunikacijo med števcem in obstoječo centralno postajo po standardnem protokolu DLMS (IEC 62056- 42/46/53/61/62),

• relejski izhodi za smer energije ter programsko nastavljivi relejski impulzni izhodi za veličine A+, A-, R+, R-; standardna dolžina impulza je 80 ms,

• merjenje in registriranje naslednjih veličin: tok, napetost, fazni koti, frekvenca,

• registracija vseh merjenih veličin za obdobje 60 dni,

• izvedba za vgradno namestitev v 19'' okvir v xxxxx xxxxxxxx meritev s priključki, ki omogočajo kratko sklenitev tokovnih vej v primeru odstranitve števca,

• odobritev tipa merila s strani Urada za meroslovje RS in veljavni žig.

5. 3. Obratovalne meritve

Obratovalne meritve se bodo lokalno prikazovale na LCD zaslonih računalnikov polj oz. naprav zaščite in vodenja.

Glede na tipizacijo v distribuciji se merijo naslednje električne veličine:

• tok,

• napetost,

• delovna in jalova moč,

• faktor moči,

• delovna in jalova energija.

Za zajem analognih vrednosti tokov, napetosti, delovne in jalove moči v sistem vodenja bodo uporabljene integrirane naprave za zaščito in vodenje. Zajete analogne informacije se prenašajo v računalnik SCADE in komunikacijski računalnik, od tam pa v DCV (RDCV) Elektro Gorenjska.

5. 4. Merjenje kakovosti električne energije

Elektro Gorenjska

V funkciji ostanejo obstoječe naprave (premontaža obstoječih naprav v novo omaro meritev =E+Q1), ki opravljajo merite na:

- P461 QWAVE POWER na 20 kV sekundarni strani TR2

- P462 QWAVE POWER na 20 kV sekundarni strani TR1

- P463 QWAVE LIGHT na 110 kV DV KLEČE

Registratorji se namestijo v xxxxx xxxxxxxx meritev =E+Q1 v 110 kV GIS stikališču. Ponudnik mora ponuditi montažo in ožičenje registratorjev. Registratorje parametrira ELGO.

ELES

V funkciji ostanejo obstoječe naprave (premontaža obstoječe naprave v novo omaro meritev =E+Q1), ki opravlja merite na:

- P450 DRANETZ 61SG na 110 kV DV KLEČE in na 110 kV DV OKROGLO

Registratorji se namestijo v xxxxx xxxxxxxx meritev =E+Q1 v 110 kV GIS stikališču. Ponudnik mora ponuditi montažo in ožičenje registratorjev. Registratorje parametrira ELES.

5. 5. Zahteve za RS485/Ethernet pretvornik

Serijski komunikacijski kanali na števcih se bodo preko RS485/Ethernet pretvornika povezovali z centrom meritev ELES. Glede na količino števcev je zahtevano, da ima pretvornik 16 serijskih vhodov in vsaj 1 ethernet priključek. Pretvornik mora biti primeren za priključitev v okoljih z možnimi elektromagnetnimi motnjami.

Zahteve:

- vsaj 16 serijski portov s konektorjem RJ45,

- konfiguracija preko šifriranega kanala (SSH/Web SSL),

- integrirano ethernet stikalo,

- podpora standardu IEEE 1588 v2,

- varnostne zahteve: vklop/izklop portov, podpora VLAN, filtriranje po MAC naslovih, nadzorni protokol SNMPv1/v2/v3,

- odpornost na elektromagnetne motnje: IEEE 1613, IEC 61850-3, IEC 6100-6-2, NEMA TS-2, delovanje pri temperaturi okolice -40°C do +85°C,

- Priklop na omrežno napetost 85-264VAC,

- diagnostika in dnevnik alarmov.

5. 6. Zahteve za ethernet stikalo

Ethernet komunikacijski kanali iz števcev bodo preko ethernet stikala priključeni v komunikacijsko omrežje ELGO. Za ethernet stikalo so zahteve sledeče:

- Večslojno L2/L3/L4 stikalo,

- stikalo vsebuje najmanj 24 priključkov za vmesnike 10/100/1000Base-T ,

- stikalo vsebuje najmanj 4 vgradne reže za optične vmesnike 1GBASE-x SFP,

- stikalo ne sme omejevati vgradnje SFP modulov različnih proizvajalcev,

- napajalnik 230VAC,

- možnost povezovanja stikal v sklad z zagotavljanjem redundance v skladu,

- programska oprema mora omogočati nadgradnjo do osnovne L3 funkcionalnosti le z vpisom ustrezne licence (OSPF),

- stikalo mora biti integrirano z obstoječim sistemom vodenja Ethernet/IP omrežja Ridgeline Network and Service Network Management s polnimi funkcionalnostmi, ki jih sistem vodenja omogoča ter brez dodatnih licenc za stikala na sistemu vodenja,

- zmogljivosti stikala: 56 Gbit/s, 41,7 Xxxx,

- zakasnitev: <5us,

- L2 MAC: 16K,

- 4092 VLAN/VMAN,

Podpora 9216 Bytov jumbo frame.

Prav tako je potrebno upoštevati ustrezne mednarodne standarde, ki obravnavajo problematiko EMC in EMS kompatibilnosti (EN, IEC, IEEE):

- IEC 00000-0-0 Odpornost na elektrostatična praznjenja,

- IEC 00000-0-0 Elektromagnetna polja - 80-1000 MHz,

- IEC 00000-0-0 Hitri intervalni prehodi - 5/50ns,

- IEC 00000-0-0 Valovanje,

- IEC 00000-0-0 Inducirani tok - 0,15-80 (230) MHz ,

- IEC 00000-0-0 Močnostna frekvenčna magnetna polja,

- IEC 00000-0-0 Impulzna magnetna polja,

- IEC 00000-0-00 Dušeno oscilirajoča magnetna polja,

- IEC 00000-0-00 Padci napetosti, kratke prekinitve AC,

- IEC 00000-0-00 Oscilirajoči valovi,

- IEC 00000-0-00 Harmoniki in med harmoniki,

- IEC 00000-0-00 Kolebajoča napetost,

- IEC 00000-0-00 Prevodnostne motnje - DC 150 kHz,

- IEC 00000-0-0 Omejitve za harmonične tokovna sevanja,

- IEC 00000-0-0 Omejitve za napetostna kolebanja in udare.

Dodatno je potrebno upoštevati:

- ETS 300 386-1, Telecommunication centres,

- EN550082-2 (1995) Electromagnetic compatibility generic immunity standard, Part 2: Industrial environment

Upoštevati je potrebno slovenski Pravilnik o elektromagnetni združljivosti (EMC), ki je bil objavljen v Uradnem listu RS št. 61/00 ter pripadajoče podzakonske akte.

6. Oprema lastne rabe

Predmetna projektna dokumentacija predvideva dobavo sistema lastne rabe za novo 110 kV GIS stikališče v RTP Škofja Loka.

Nov razvod tehnološke lastne rabe objekta RTP (predmet dobave po tej razpisni dokumentaciji) obsega:

• kompletno opremljeno skupno omaro razvoda izmenične napetosti, 400/230 V AC, razsmerjene napetosti 230 V AC ter enosmerne 110 V DC, (=NE/NJ/NK+LR), z montažo v prostor 110 kV GIS stikališča,

• dobava, napeljava in priključevanje vseh medsebojnih kabelskih povezav lastne rabe 110 kV GIS stikališča.

6. 1. Omara izmenične, razsmerjene in enosmerne napetosti (=NE/NJ/NK+LR) v prostoru 110 kV GIS stikališča

Nova omara =NE/NJ/NK+LR bo prostostoječa in v skladu z normativi EN 60 529/10.91. Omara naj ima dvodelno pločevinasto demontažno dno, v katero bo možno na mestu vgradnje namestiti EMC uvodnice za tesnjen uvod kablov. V spodnjem delu naj bo nameščena ozemljitvena Cu zbiralka za priključevanje bakrenih opletov kablov.

Razvod izmenične napetosti =NE+LR (400/230 V AC) je izveden enostavno kot razdelilnik z glavnim stikalom in odcepnimi avtomatskimi varovalkami s signalnimi kontakti za nadzor. Indikacija napetost na zbiralnicah je izvedena z V-metrom, nameščenim na vratih

omare. Razvod izmenične napetosti je napajan iz glavne razdelilne omare (=ND+LR).

Razvod razsmerjene napetosti =NJ+LR (230 V AC) je izveden enostavno kot razdelilnik z glavnim stikalom in odcepnimi avtomatskimi varovalkami s signalnimi kontakti za nadzor. Razvod razsmerjene napetosti je napajan iz glavnega razvoda razsmerjene napetosti (=NJ+LR) v komandnem prostoru 20 kV stikališča. Indikacija napetost na zbiralnicah je izvedena z V-metrom, nameščenim na vratih omare.

Razvod enosmerne napetosti =NK+LR (110 V, DC) je izveden enostavno kot razdelilnik z glavnimi stikali na dovodih in odcepnimi avtomatskimi varovalkami s signalnimi kontakti za daljinski nadzor. Indikacija napetost na zbiralnicah je izvedena z V-metrom, nameščenim na vratih omare. Razvod enosmerne napetosti je napajan iz glavnega razvoda enosmerne napetosti (=NK+LR) v komandnem prostoru 20 kV stikališča. Omara napaja enosmerni razvod v razdelilniku za razsvetljavo in malo moč objekta, nameščenem v GIS prostoru.

Podatki o položajih posameznih stikal na vseh treh razvodih =NE/NJ/NK+LR se v obliki svetlobnih indikacij prikazujejo na lokalni enoti za signalizacijo, nameščeni na vratih omare. Signali o položajih posameznih stikal se hkrati prenašajo v računalnik polja, nameščen v omari vodenja in zaščite 110 kV zveznega polja =E04+S4.

Omara izmenične, razsmerjene in enosmerne napetosti bo nameščena v prostoru 110 kV GIS stikališča, na AB ploščo, v sklopu omar ostale sekundarne opreme.

6. 2. Obstoječe omare razvodov izmenične, razsmerjene in enosmerne napetosti (=NE+ LR, =NJ+LR, =NK+LR) v prostorih komandne stavbe 20 kV

Dobavljena naprava vodenja 7SJ85 (P1J412959), SIEMENS, se vgradi v vrata obstoječega razvoda enosmerne napetosti (=NK+LR). Obstoječa naprava vodenja CAU301, Iskra se odstrani.

V omaro obstoječega razsmerjenega razvoda (=NJ+LR) se dogradi odklopnik -Q102 ter v omaro obstoječega enosmernega razvoda (=NK+LR) se dogradi odklopnik -Q151, za potrebe napajanja novega razvoda izmenične, razsmerjene in enosmerne napetosti (=NE/NJ/NK+LR) v prostoru 110 kV GIS stikališča.

7. Kabelske police, EMC uvodnice in kabli

7. 1. Kabelske police

Kabelske police, ki potekajo med GIS postrojem in omarami vodenja posameznega polja so predmet dobave primarne opreme in niso predmet dobave po tej razpisni dokumentaciji.

Ponudnik mora ponuditi dobavo in montažo vseh ostalih potrebnih kabelskih polic med omarami vodenja zaščite, meritev, lastne porabe ter pripadajočimi ostalimi elementi.

Za montažo kablov po stavbi 20 kV stikališča so na voljo obstoječe kabelske police, kabelske vertikale in kanali, katere se lahko uporabi za montažo novih kablov. Predmet

dobave so manjkajoči, poškodovani ali drugače neustrezni odseki kabelskih polic.

7. 2. EMC uvodnice

Ponudnik mora dobaviti in namestiti vse EMC uvodnice, razen tistih, ki se dobavijo v sklopu dobave GIS postroja – primarna oprema (uvodnice kablov med GIS postrojem in pripadajočimi omarami vodenja in zaščite posameznih polj).

7. 3. Kabli

Napajalni kabli

Napajalni kabli so namenjeni za napajanje sistema vodenja, zaščite in meritev. Ponudnik mora ponuditi vse napajalne kable, ki potekajo od posameznih virov napajanja lastne rabe do novih omar lastne rabe, med posameznimi omarami lastne rabe, do nove omare razdelilca 110 kV GIS stikališča ter do naprav sistema vodenja, zaščite in meritev in energetskih transformatorjev.

Signalno – krmilni kabli

Dobava signalno-krmilnih kablov za povezavo VN naprav GIS stikališča s pripadajočimi omarami vodenja in zaščite ni predmet razpisne dokumentacije. Signalno – krmilni kabli so razpisani v sklopu dobave primarne opreme 110 kV GIS stikališča.

Dobava, polaganje, priključevanje in označevanje vseh ostalih signalnih kablov (števčni impulzi, signali skupnih naprav, kakovost električne energije, energetska transformatorja, povezave TR omar na 20 kV celice, itd.) je v sklopu dobave.

Optični in komunikacijski kabli

Vse naprave zaščite in vodenja ter računalniki polja se na komunikacijski računalnik priključijo preko Ethernet komunikacijskih povezav. Predvidena je zvezna topologija za naprave 110 kV in topologija zanka (ring) za naprave 20 kV.

Povezave med posameznimi napravami morajo biti optične. Optični kabli morajo biti med omarami položeni v fleksibilne cevi.

Ponudnik mora dobaviti se optične kable in vse komunikacijske ethernet kable za naslednje povezave:

• med omarami vodenja in zaščite med seboj in ethernet stikali (komunikacijskim računalnikom),

• med NN omaricami 20kV celic med seboj in ethernet stikali (komunikacijskim računalnikom),

• ostale medsebojne ethernet optične in električne (UTP) kable in kable za serijske povezave, ki niso navedeni, so pa potrebni za delovanje sistema vodenja, zaščite in meritev (vodenje, nadzor zaščite, meritve, kakovost ...).

8. Elektromontažna dela

Vsa oprema, ki je predmet te razpisne dokumentacije, se namesti na mesto montaže in pritrdi z ustreznim pritrdilnim in montažnim materialom. Vsa elektromontažna dela se morajo izvajati skladno z varnostnim načrtom, dobavitelj oziroma izvajalec mora smiselno upoštevati tudi vse predloge in napotke naročnika.

8. 1. Obseg

Ponudnik mora v sklopu ponudbe vključiti naslednja elektromontažna dela:

- transport vseh omar sistema vodenja zaščite, meritev in lastne rabe ter vse druge opreme na končno lokacijo (RTP Škofja Loka),

- izvedba in xxxxxxx xxxxxxxxxx xxxx (za xxxxx, kjer so podstavki potrebni),

- xxxxxxx xxxx na predviden prostor,

- montaža kabelskih polic,

- povezava novega razvoda lastne rabe 110 kV GIS stikališča z napravami v omarah vodenja, zaščite in meritev, pritrditev vseh napajalnih kablov na sponke in označevanje kablov,

- priključevanje signalno-krmilnih kablov na strani omar vodenja in zaščite (kabli bodo dobavljeni, na strani GIS postroja priključeni ter položeni in ustrezno označeni do lokacije omar vodenja in zaščite posameznih polj v sklopu primarne opreme 110 kV GIS stikališča),

- demontaža obstoječih enot zaščite in vodenja (Iskra, FPC/CAU), preizkusnih vtičnic in indikatorjev napetosti v NN omaricah 20 kV celic SEKTOR 1,2,3

- montaža (vgradnja) enot zaščite in vodenja (Siemens, 7SJ) v vrata NN omaric 20 kV celic SEKTOR 1,2,3 (zamenjajo se vrata celice, na katere se zmontira novo enoto zaščite in vodenja, novo preizkusno vtičnico in nov indikator napetosti, nova oprema se preko žičnih snopov priključi na obstoječe spončne letve),

- napeljava, zaključevanje, priključevanje in označevanje signalno-krmilnih kablov za potrebe števčnih meritev in meritev kakovosti električne energije,

- napeljava, zaključevanje, priključevanje in označevanje optičnih in ethernet kablov med omarami vodenja in zaščite 110 kV, enotami zaščite in vodenja 20 kV in komunikacijskim računalnikom ter TK napravami,

- napeljava, zaključevanje, priključevanje in označevanje napajalnih in signalno- krmilnih kablov, ki potekajo od energetskih transformatorjev, upora in dušilke do omar vodenja, zaščite, meritev in razdelilca lastne rabe,

- napeljava, zaključevanje, priključevanje in označevanje vseh potrebnih kabelskih povezav med omarami vodenja in zaščite transformatorskih polj ter 20 kV transformatorskimi celicami,

- montaža in priključitev enote za zajem signalizacije skupnih naprav in komunikacijskega pretvornika za nadzor zaščite ELES v omaro komunikacijskega računalnika,

- montaža in priključitev registratorja kakovosti za potrebe ELES v xxxxx xxxxxxxx meritev,

- montaža in priključitev registratorjev kakovosti za potrebe ELGO v omaro števčnih meritev,

- ureditev in izdelava kabelskih priključnih opletov kablov na ozemljilne zbiralke v vseh dobavljenih omarah, uporaba EMC uvodnic,

- ozemljitev posameznih omar vodenja, zaščite in meritev ter vse ostale novo vgrajene opreme, z E-Cu izoliranimi P/F vodniki Ru-Ze, povezava na obstoječ ozemljilni sistem objekta,

- prisotnost pri preizkusih delovanja posamezne opreme z dobaviteljem in kontrolorjem,

- prisotnost pri preizkusih sklopov opreme z dobaviteljem in kontrolorjem,

- dostava merilnih protokolov, a-testov in izjav o skladnosti za posamezne omare,

- ureditev dokumentacije za izdelavo projekta izvedenih del PID.

8. 2. Funkcionalni preizkusi opreme

Po zaključenih delih bo dobavitelj izdal pisno izjavo o kvalitetno izvedenih delih in da so dela izvedena v skladu s projektno dokumentacijo, vse spremembe pa vnesene v projekt izvedenih del. Sledili bodo še skupni funkcionalni preizkusi, izvedeni s strani strokovnjakov dobavitelja, Elektro Gorenjske in Elektroinštituta "Xxxxx Xxxxxx". Izvedba funkcionalnih preizkusov je v obsegu dobave opreme in storitev po tej razpisni dokumentaciji.

V obsegu storitev izvajalca del je izdelava spiskov protokolov za preizkušanje za vsako posamezno polje in za celoten sistem. Spisek mora vsebovati vse signale in njihove nadzorne točke, na katerih bo preizkuševalno osebje testiralo prisotnost signala.

Izbrani ponudnik mora pripraviti signalno mapo, ki je osnova za parametriranje komunikacijskega vmesnika in lokalne SCADE. Izbrani ponudnik mora nuditi podporo na strani komunikacijskega računalnika pri vključevanju 110 kV in 20 kV stikališča v DCV Elektro Gorenjska.

8. 3. Dobava opreme in montažnega materiala

Za vse storitve navedene v predhodnih poglavjih bo dobavitelj dobavil naslednjo opremo:

• vso opremo po tej razpisni dokumentaciji, skladno s Splošnimi tehničnimi pogoji,

• ves pritrdilni vijačni material (INOX) za pritrditev dobavljene nove opreme na AB ploščo, podstavke in jeklene konstrukcije, napisne ploščice na aparatih, kabelske oznake itd,

• pramenasti vodnik P/F rumeno-zelene barve ustreznega preseka za ozemljitev vse dobavljene opreme na ozemljilno mrežo,

• napisne in opozorilne table ter napisne ploščice in material za njihovo namestitev (INOX

objemke, vijaki, matice in podložke),

• dobavil in namestil eventualno manjkajočo opremo ali montažni material, ki ni naveden v tej razpisni dokumentaciji, je pa bistvenega pomena za zagotovitev funkcionalnosti sistema kot celote.

8. 4. Ostale storitve

Za vse storitve navedene v predhodnih poglavjih bo:

• dobavitelj zagotovil projektno dokumentacijo sekundarne opreme, ki bo vsebovala dispozicije naprav ter vse potrebne informacije za dokončanje del v obsegu te razpisne dokumentacije,

• dobavitelj opravil označevanje opreme,

• dobavitelj dobavil in namestil eventualne manjkajoče manjše jeklene konstrukcije in pritrdilne elemente,

• dobavitelj zagotovil glavnega preizkuševalca za zagotovitev funkcionalnosti delovanja

novo vgrajene opreme in obstoječe opreme, ki tvorijo posamezne tehnološke celote. Glavnega preizkuševalca se poimensko navede že v ponudbi,

• dobavitelj pridobil strokovno pozitivno izjavo oziroma protokole o opravljenih meritvah,

ki so sestavni del dokumentacije za inšpekcijski pregled,

• dobavitelj zagotovil nadzor pri elektromontažnih delih v zvezi z nameščanjem sekundarne opreme (sistema vodenja, zaščite in meritev in ožičenje).

• dobavitelj sodeloval pri vseh strokovnih pregledih, ki so osnova za pridobitev dovoljenja

za obratovanje novo vgrajene opreme,

• dobavitelj pravočasno in kvalitetno odpravljal vse pomanjkljivosti, ki jih bodo ugotovile strokovne komisije oziroma montažni nadzorni organ naročnika,

• dobavitelj izdelal pripadajoče tabele in protokole za elektromontažna dela, preizkuse in

vgrajeno opremo, ki jih bo izročil naročniku pred internim tehničnim pregledom.

8. 5. Ostale informacije

Dobavitelj mora zagotoviti vso potrebno delovno silo z ustrezno kvalifikacijo za uspešno in nemoteno dokončanje vseh elektromontažnih del po tej razpisni dokumentaciji. RTP 110/20 kV Škofja Loka 20 kV stikališče SEKTOR 1,2,3 je v obratovanju, za to se bo sekundarna oprema menjala po fazah, glede na mogoča obratovalna stanja. Če bo potrebno, lahko naročnik od dobavitelja zahteva neprekinjeno delo (tudi v nočnih urah in ob dela prostih dnevih). Dobavitelj mora pri izvajanju elektromontažnih del upoštevati terminski plan. Vsa dela izven rednega delovnega časa mora dobavitelj uskladiti z naročnikom. V tem primeru mora dobavitelj zagotoviti nadzor s strani naročnika.

Dobavitelj mora zagotoviti vse potrebne delovne stroje in mehanizacijo za nemoteno izvajanje vseh elektromontažnih del v okviru te razpisne dokumentacije. Največja višina, na kateri se bodo izvajala elektromontažna dela, ne presega 6 m.

Vsa oprema bo v RTP 110/20 kV Škofja Loka skladiščena na lokaciji objekta (v stavbah 110 kV in 20 kV stikališča oziroma v njeni neposredni bližnji okolici).

Pred začetkom izvajanja elektromontažnih del je potrebno temeljito proučiti vso veljavno projektno dokumentacijo in navodila za montažo, ki jih sicer zagotovi dobavitelj. V tem obdobju morajo biti urejena tudi vsa pripravljalna dela.

Podrobnejša zahtevana dinamika gradnje je sestavni del navodil ponudnikom in se nahaja v Poglavju I – Splošni razpisni pogoji (terminski plan izgradnje) in bo tudi sestavni del pogodbe med izvajalcem in naročnikom.

D. TABELE TEHNIČNIH PODATKOV

1. Oprema zaščite in vodenja 110 kV stikališča

1. 1. Tabela minimalnih obveznih tehničnih in funkcionalnih lastnosti naprav za vodenje in zaščito ter kombiniranih naprav za zaščito in vodenje

Dobavljene naprave za zaščito in naprave vodenja ter kombinirane naprave za zaščito in vodenje morajo izpolnjevati minimalne osnovne podatke, navedene v naslednji tabeli:

1. 1. 1 MINIMALNE OBVEZNE TEHNIČNE IN FUNKCIONALNE LASTNOSTI NAPRAV ZA VODENJE IN ZAŠČITO TER KOMBINIRANIH NAPRAV ZA ZAŠČITO IN VODENJE
zap. št.	Opis	Enota	Zahtevana minimalna vrednost1	Ponudbena vrednost
NAPAJANJE
1.	Nazivna napetost	V	110 DC
2.	Dovoljeno odstopanje napetosti	%	± 20
3.	Lastna poraba – enote zaščit	W	-
4.	Lastna poraba – enote vodenja polj	W	-
VHODNI ANALOGNI TOKOKROGI
5.	Nazivna frekvenca	Hz	50
6.	Frekvenčno območje	Hz	45 do 55
7.	Termična obremenitev tokovnih vhodov	-	3 x In – trajno 15 x In – 10 s 100 x In – 1 s 250 x In – 20 ms
8.	Poraba tokovnih vhodov	VA	< 0, 25
9.	Termična obremenitev napetostnih vhodov	-	1,5 x Un
10.	Poraba napetostnih vhodov	VA	< 0, 5
11.	Točnost meritve toka in napetosti	-	0,5 % pri In/Un
VHODNI DIGITALNI TOKOKROGI
12.	Nazivna napetost	V	110 DC
13.	Dovoljeno odstopanje napetosti	%	+ 10 %, - 20 %
14.	Filter proti motnjam	-	DA
15.	Združeni galvanski vhodi	-	≤ 8
RELEJSKI IZHODI
16.	Trajni tok	A	≥ 5
17.	Kratkotrajni vklopni tok (0,2 s)	A	≥ 10

1 Minimalne vrednosti ne veljajo v primeru, ko zahtevana vrednost vsebuje znak »˂, ≤« ali je navedena vrednost od ‐ do. V teh primerih mora biti vrednost enaka ali manjša, večja od navedene oziroma v zapisanem razponu. V primeru znaka / pomeni, da se ta funkcija ne zahteva, lahko pa je.

18.	Pri maksimalni napetosti	V	250
19.	Izklopna moč pri cosφ = 1	VA	-
20.	Čas trajanja impulza	s	0,0 – 60,0
21.	Posebni relejski izhod za samodiagnostiko	-	NO in NC kontakt
OSCILOGRAFIJA IN DOGODKI
22.	Vzorčenje	-	≥ 64 vzorcev na periodo
23.	Dolžina zapisa	s	≥ 2
24.	Število analognih vrednosti	-	≥ 8
25.	Število digitalnih vrednosti	-	≥ 20
26.	Število oscilografij	-	≥ 15
27.	Število dogodkov	-	≥ 100
28.	Shranjevanje po izklopu/reset enote	-	DA
29.	Avtomatični prenos oscilografij na postajni računalnik za nadzor zaščite	-	DA
30.	Format zapisa	-	Npr. COMTRADE
OSTALI PODATKI
31.	Časovna resolucija dogodkov	ms	1
32.	Časovni pogrešek napram sistemski uri	ms	< ± 10
33.	Temperatura delovanja trajno	°C	0 do +55
34.	Daljinski reset naprave	-	navedite
35.	Daljinski reset signalizacije	-	DA
36.	Časovna sinhronizacija	-	NTP/SNTP
37.	Lastna ura	-	DA
38.	Komunikacijski protokol IEC 61850 edition 2	-	DA
	- medij prenosa	-	optični kabel
	- doseg	m	do 1000
	- hitrost prenosa	Mbit	100

1. 2. Daljnovodno polje

1. 2. 1. RAČUNALNIK POLJA 110 kV DALJNOVODNEGA POLJA
zap. št.	Splošni podatki	Opis	Zahtevana minimalna vrednost	Ponudbena vrednost
PONUDBENA ENOTA ZA VODENJE
1.	Proizvajalec
2.	Tip
3.	Naročniška koda
VGRAJENI ZAŠČITNI TRANSFORMATORJI
4.	Tokovni zaščitni transformator (vgrajen v DV 110 kV polja =E02, =E03, =E06)	Jedro 1: 1000/1 A, 5 VA, 0,2s Fs5 Jedro 2: 1000/1 A, 10 VA, 0,2s Fs5 Jedro 3: 1000/1 A, 30 VA, 5P20 Jedro 4: 1000/1 A, 30 VA, 5P20
5.	Napetostni merilni transformator (vgrajen v DV 110 kV polja =E02, =E03, =E06)	Navitje 1: 110/√3 ; 0,1/ √3, 10 VA, 0,2 Navitje 2: 110/√3 ; 0,1/ √3, 15 VA, 0,2 Navitje 3: 110/√3 ; 0,1/ √3, 30 VA, 0,5/3P Navitje 4: 110/√3 ; 0,1/ √3, 30 VA, 0,5/3P
ANALOGNI VHODI (SEKUNDARNE VREDNOSTI)
6.	Linijski toki: IL1, IL2, IL3	Število vhodov		3
		Nazivni tok In		1 A
7.	Residualni tok: 3I0	Število vhodov		/
		Nazivni tok I0		/
8.	Fazne napetosti: UL1, UL2, UL3	Število vhodov		3
		Nazivna napetost Un		100/√3 V
9.	Residualna napetost: 3U0	Število vhodov		/
		Nazivna napetost U0		/
DIGITALNI VHODI
10.	Digitalni vhodi – skupno število	Skupno število vhodov		60
11.	Od tega nadzorovani stikalni elementi – dvobitni položaji	Število nadzorovanih elementov / (št. DI)		8/16
RELEJSKI IZHODI
12.	Relejski izhodi – skupno število	skupno število izhodov		32
13.	Od tega število izhodov za krmiljenje	skupno število izhodov		30
14.	Krmiljenje elementov	Št. elementov, ki jih krmilimo		8
KOMUNIKACIJA
15.	IEC 61850 edition 2 za vodenje	število zahtevanih priključkov		2

		Redudantna povezava	STAR (PRP)
		Tip (optični)	DA
16.	Posebni vhod za parametriranje (lokalno na releju)	število priključkov	1
		Tip vhoda (USB, RJ45)	navedite tip
17.	Parametriranje iz računalnika za nadzor zaščite	število priključkov	1
		Tip vhoda (Ethernet)	navedite tip
ANALOGNE MERITVE IN PRIKAZ NA LCD ENOTI
18.	Meritev linijskih tokov IL1, IL2, IL3	na LCD enoti zaščite	DA
19.	Meritev residualnega toka 3I0	na LCD enoti zaščite	DA
20.	Meritev faznih in medfaznih napetosti UL1, UL2, UL3, U12, U13, U23	na LCD enoti zaščite	DA
21.	Meritev residualne napetosti 3U0	na LCD enoti zaščite	DA
22.	Meritev moči P, Q, S	na LCD enoti zaščite	DA
23.	Meritev električne energije Wh, VArh	na LCD enoti zaščite	DA
24.	Faktor delavnosti cosϕ	na LCD enoti zaščite	DA
LCD PRIKAZOVALNIK
25.	Prikaz sheme z elementi	Zbiralke, Q0, Q1, Q2, Q51, Q52, Q53,Q9, Q8 meritve	DA
26.	Velikost LCD prikazovalnika	š x v – grafični prikazovalnik	v točkah
27.	Velikost LCD prikazovalnika	š x v – velikost	mm
OSTALO
28.	Signalizacija stanja z LED	število programabilnih LED	≥20, navedite
29.	Preklop lokalno daljinsko na enoti	navedite (npr. ključ, tipka)	DA
30.	Relejski izhod za samodiagstiko	-	DA
31.	Velikost enote	navedite š x v x g	mm
32.	Masa enote	navedite	kg

1. 2. 2. DISTANČNA ZAŠČITA
zap. št.	Splošni podatki	Opis	Zahtevana minimalna vrednost	Ponudbena vrednost
PONUDBENA ENOTA ZA DISTANČNO ZAŠČITO
1.	Proizvajalec
2.	Tip
3.	Naročniška koda
VGRAJENI ZAŠČITNI TRANSFORMATORJI
4.	Tokovni zaščitni transformator (vgrajen v DV 110 kV polja =E02, =E03, =E06)	Jedro 1: 1000/1 A, 5 VA, 0,2s Fs5 Jedro 2: 1000/1 A, 10 VA, 0,2s Fs5 Jedro 3: 1000/1 A, 30 VA, 5P20 Jedro 4: 1000/1 A, 30 VA, 5P20
5.	Objemni tokovni transformator	/
6.	Napetostni merilni transformator (vgrajen v DV 110 kV polja =E02, =E03, =E06)	Navitje 1: 110/√3 ; 0,1/ √3, 10 VA, 0,2 Navitje 2: 110/√3 ; 0,1/ √3, 15 VA, 0,2 Navitje 3: 110/√3 ; 0,1/ √3, 30 VA, 0,5/3P Navitje 4: 110/√3 ; 0,1/ √3, 30 VA, 0,5/3P
ANALOGNI VHODI (SEKUNDARNE VREDNOSTI)
7.	Linijski toki: IL1, IL2, IL3	Število vhodov		3
		Nazivni tok In		1 A
8.	Residualni tok: 3I0	Število vhodov		1
		Nazivni tok In		1 A
9.	Fazne napetosti: UL1, UL2, UL3	Število vhodov		3
		Nazivna napetost Un		100/√3 V
10.	Residualna napetost: 3U0	Število vhodov		1
		Nazivna napetost U0		100 V
DIGITALNI VHODI
11.	Digitalni vhodi – skupno število	Skupno število vhodov		16
12.	Od tega nadzorovani stikalni elementi – dvobitni položaji	Število nadzorovanih elementov / (št. DI)		1/4
RELEJSKI IZHODI
13.	Relejski izhodi – skupno število	skupno število izhodov		16
14.	Od tega število izhodov za krmiljenje	skupno število izhodov		0
15.	Krmiljenje elementov	Št. elementov, ki jih krmilimo		0

KOMUNIKACIJA
16.	IEC 61850 edition 2 za vodenje	število zahtevanih priključkov	2
		Redudantna povezava	STAR (PRP)
		Tip (optični)	DA
17.	Posebni vhod za parametriranje (lokalno na releju)	število priključkov	1
		Tip vhoda (USB, RJ45)	navedite tip
18.	Parametriranje iz računalnika za nadzor zaščite	Število priključkov (ločeno)	2
		Tip vhoda (Ethernet)	navedite tip
ANALOGNE MERITVE IN PRIKAZ NA LCD ENOTI
19.	Meritev linijskih tokov IL1, IL2, IL3	na LCD enoti zaščite	DA
20.	Meritev residualnega toka 3I0	na LCD enoti zaščite	DA
21.	Meritev faznih in medfaznih napetosti UL1, UL2, UL3, U12, U13, U23	na LCD enoti zaščite	DA
22.	Meritev residualne napetosti 3U0	na LCD enoti zaščite	DA
23.	Meritev moči P, Q, S	na LCD enoti zaščite	DA
24.	Meritev električne energije Wh, VArh	na LCD enoti zaščite	DA
25.	Faktor delavnosti cosϕ	na LCD enoti zaščite	DA
LCD PRIKAZOVALNIK
26.	Velikost LCD prikazovalnika	š x v – grafični prikazovalnik	v točkah
27.	Velikost LCD prikazovalnika	š x v – velikost	mm
OSTALO
28.	Signalizacija stanja z LED	število programabilnih LED	≥16, navedite
29.	Relejski izhod za samodiagstiko	-	DA
30.	Velikost enote	navedite š x v x g	mm
31.	Masa enote	navedite	kg

Tabela minimalnih zaščitnih funkcij, ki jih naprava za distančno zaščito v 110 kV DV polju mora izpolnjevati:

1. 2. 3. MINIMALNE ZAŠČITNE FUNKCIJE NAPRAVE DISTANČNE ZAŠČITE
Zap. št.	Zaščitne funkcije	Opis	Zahtevani minimalni podatki	Ponudbenim podatki s potrditvijo
1.	Omogoča delovanje na direktno ozemljenem omrežju ali omrežju z izolirano nevtralno točko	-	DA
2.	Ima popolno shemo brez preklapljanja merilnih členov	-	DA
3.	Istočasnost merjenja faznih in medfaznih impedanc - individualno za vse tipe napak in stopnje.	-	DA
4.	Multilateralna/poligonska karakteristika s vsaj petimi medsebojno neodvisnimi stopnjami z možnostjo ločenega nastavljanja delovnega in reaktivnega dosega.	-	DA
5.	Možnost spreminjanja smeri vseh merilnih stopenj, neodvisno druga od druge.	-	DA
6.	Integrirane funkcije	-	DA
7.	- usmerjene zemeljskostične zaščite	-	DA
8.	- registratorja okvar	-	DA
9.	- registratorja dogodkov	-	DA
10.	Eno in tropolni avtomatski ponovni vklop z območjem in z možnostjo matrične nastavitve delovanja	s	0.1 do 600
11.	Prva stopnja usmerjene zemeljskostične zaščite ima možnost nastavitve kompenzacijskega faktorja ničnega zaporedja	-	/
12.	Logika za vklop kompenzacije delovanja paralelnih vodov	-	DA
13.	Logika za izklop napajanja strani z šibkim napajanjem	-	DA
14.	Časovno zakasnjena fazna in zemeljskostična zaščita z nadtokovno rezervno zaščito	-	DA
15.	Logika za zaznavo hitre spremembe smeri toka	-	DA
16.	Možnost enopolnega ali tropolnega izklopa	-	DA
17.	Logika za izklop ob vklopu na okvaro	-	DA

18.	Funkcija nadzora in statističnih obdelav delovanja zaščite in odklopnika	-	DA
19.	Kontrola prisotnosti merilne napetosti s pripadajočo blokado	-	DA
20.	Podnapetostna zaščita dovoda	-	0,2-1,5 Un 0-100 s

1. 2. 4. ZUNANJA KONTROLA IZKLOPNIH TOKOKROGOV 110 kV DV POLJ
Zap. št.	Zaščitne funkcije	Opis	Zahtevani minimalni podatki	Ponudbenim podatki s potrditvijo
1.	Območje delovanja	%	80-110% Un=110 V DC
2.	Čas delovanja	s	t < 3,5 s
3.	Ali je naprava primerna za vgradnjo	-	DA

1. 2. 5. KONTROLA NESKLADJA POLOV ODKLOPNIKA V 110 kV DV POLJIH
Zap. št.	Zaščitne funkcije	Opis	Zahtevani minimalni podatki	Ponudbenim podatki s potrditvijo
1.	Kontrola neskladja	-	DA
2.	Časovna nastavitev	ms	100-3000
3.	Ali je naprava primerna za vgradnjo	-	DA

1. 2. 6. NAPRAVA ZA PRENOS KRITERIJA DISTANČNE ZAŠČITE - KDZ
Zap. št.	Splošni podatki	Opis	Zahtevana minimalna vrednost	Ponudbena vrednost
PONUDBENA ENOTA ZA NAPRAVO ZA PRENOS KRITERIJA
1.	Proizvajalec
2.	Tip
3.	Naročniška koda
GOOSE, BINARNI VHODI / IZHODI ZA PRENOS KOMAND
4.	Prenos vsaj 8 programsko nastavljivih neodvisnih komand		DA

	preko GOOSE in/ali preko binarnih vhodov/izhodov.
5.	Digitalni vhodi – skupno število	Skupno število vhodov	8
6.	Digitalni izhodi – skupno število	Skupno število vhodov	8
7.	Signalizacija izpada zveze (med seboj potencialno prosta kontakta).	Skupno število prostih kontaktov	2
KOMUNIKACIJA
8.	linijski komunikacijski vmesnik (število zahtevanih vmesnikov je določeno v drugih delih dokumentacije): - ETHERNET (MM optični vmesnik)		DA
9.	Komunikacijski vmesnik skladen s standardom IEC 61850		DA
10.	ETHERNET (MM optična vmesnika) priključka 100-Mbps v redundantni konfiguraciji skladni z IEC 62439-3 PRP (Parallel Redundancy Protocol), - za izvedbo PRP funkcionalnosti se dovoljuje tudi uporaba redundantnega vmesnika (RedBox),	Št. vmesnikov	2
11.	"Zero Recovery Time" v primeru okvare omrežja,		DA
12.	Programsko nastavljive komande z GOOSE sporočili za povezavo na sistem vodenja,	Št. programskih nastavljivih komand z GOOSE	8
13.	GOOSE sporočilo za signalizacijo izpada zveze,		DA
14.	Ethernet komunikacijski vmesnik za daljinski nadzor delovanja z vsemi potrebnimi dodatnimi elementi potrebnimi za vključitev v mrežno stikalo preko katerega se bo izvajal nadzor. Vmesnik mora omogočati ločeno		DA

	nastavljiv IP naslov, masko podomrežja in privzeti prehod. Če možne konfiguracije naprave ne omogočajo MM optičnega vmesnika, potem se lahko tukaj izjemoma uporabita tudi Ethernet priključka tipa RJ45, kar je potrebno upoštevati pri konfiguraciji mrežnih stikal.
15.	podpora SNMP verzija 1c.		DA
PRIKAZ NA PREDNJI STRANI ENOTE
16.	števec prejetih in oddanih komand (števec, kot ločena naprava ni dovoljen),		DA
17.	Indikacija stanja linijskih komunikacij,		DA
18.	indikacija stanja IEC61850 (GOOSE) komunikacij		DA
NAPAJANJE
19.	Redundantno napajanje: 2 x 110 VDC (če ni drugače določeno v drugih delih razpisa).		DA
OHIŠJE NAPRAVE
20.	Ohišje mora biti kovinsko, zaščiteno pred korozijo, odporno proti prahu in vodi spredaj vsaj s stopnjo IP 40 in zadaj vsaj IP 20.		DA
21.	Ohišje mora nuditi dobro elektromagnetno zaščito vsem sklopom v notranjosti. Vsi kovinski deli ohišja morajo biti galvansko povezani med seboj in z priključnim mestom za ozemljitev.	-	DA
22.	Ohišje mora biti izdelano za vgradnjo v 19'' vrtljivi okvir, višina naprave z vsemi morebitnimi dodatki in uvodi za kable je lahko največ 6U, globina pa mora omogočati neovirano odpiranje vrtljivega okvirja pri širini omare 800 mm.		DA

Naročnik naroča 2 para naprav za KDZ in sicer za relaciji Škofja Loka – Okroglo in Škofja Loka – Kleče, ter posodobitev para naprav DZ9 proizvajalca Iskra na relaciji Škofja Loka - Železniki skladno z zgornjimi zahtevami.

Ponudnik posebej opredeli ceno za napravo, posodobitev ter ceno za montažo v RTP Škofja Loka, RTP Kleče, RTP Okroglo.

Vse dogovarjanja z Elesom glede montaže na objektih ELES-a dogovori ponudnik.

Tabela zahtevanih karakteristik omare (ohišja) za namestitev opreme sistema zaščite in vodenja 110 kV DV polja:

1. 2. 7. XXXXX ZAŠČITE IN VODENJA DV POLJA - OHIŠJE
zap. št.	Opis	Zahtevana minimalna vrednost	Ponudbena vrednost
1.	Proizvajalec
2.	Tip
3.	Xxxxxxxxx xxxxx	Xxxxxx: 1200 mm Globina: 800 mm Višina : 2200 mm
4.	Izvedba, dostop v notranjost, osnovna oprema	Predfabricirana kovinska omara z 19ˇ polovičnim vrtljivim okvirjem za vgradnjo opreme spredaj (z izvlečljivo polico); na levi strani omare in fiksnim okvirjem za vgradnjo opreme zadaj (preko celotne omare), dvojna vrata, s pleksi steklom na levem krilu vrat ter polnim desnim krilom vrat, dvodelno dno, urejen sistem odvajanja toplote, z vgrajeno razsvetljavo in enofaznimi vtičnicami
5.	Protikorozijska zaščita	DA
6.	Barva	RAL 7035
7.	EMC	Cu zbiralnica za ozemljevanje opreme, opletov kablov, prostih žil ter ostala potrebna oprema za EMC
8.	Podstavek	Kovinski podstavek za postavitev na AB ploščo
9.	Dovod kablov v xxxxx	Xxxxxx, preko EMC uvodnic

Tabela zahtevane vgrajene opreme v omari zaščite in vodenja 110 kV DV polja:

1. 2. 8. XXXXX ZAŠČITE IN VODENJA DV POLJA – OPREMA
Zap. št.	Splošni podatki	Opis/opomba	Št. kosov/ kompl.	Ponudbeni podatki s potrditvijo
1.	Računalnik polja za vodenje posameznega DV polja	Skladno z zahtevami v točkah 1. 1. 1. in 1. 2. 1. poglavje D	1 kos
2.	Lokalni krmilni panel na vratih omare	Z vgrajenimi komandno- potrdilnimi stikali (8 kos) in preklopko s ključem (1 kos)	1 komplet
3.	Distančna zaščita	Skladno z zahtevami v točkah 1. 1. 1., 1. 2. 2. in 1. 2. 3. poglavje D	1 kos
4.	Naprava za prenos kriterija distančne zaščite – KDZ (par)	Skladno z zahtevami v točki 1. 2. 6., poglavje D	1 par
5.	Zunanja zaščita neskladnosti polov	Skladno z zahtevami v točki 1. 2. 5., poglavje D	1 komplet
6.	Zunanja kontrola izklopnih tokokrogov odklopnika	Skladno z zahtevami v točki 1. 2. 4., poglavje D	6 kosov
7.	Preizkusna vtičnica	ABB RTXP 24	2 kos
8.	Merilni avtomat za napetostne tokokroge (3 polni)	-	4 kosi
9.	Inštalacijski odklopniki 110 V DC, 6 A, s pomožnimi signalnimi kontakti	-	9 kosov
10.	Inštalacijski odklopnik, 230 V AC, 6 A, s pomožnimi signalnimi kontakti	-	1 kos
11.	Pomožni rele 110 V, DC	-	15 kosov
12.	Časovni rele 110 V, DC	-	1 kos
13.	Močnostni rele 110 V, DC	-	3 kosi
14.	Vrstne merilno ločilne napetostne, tokovne sponke (SAKT2 Weidmueller)	-	100 kosov
15.	Vrstne, ozemljilne sponke (SAK2 Weidmueller)	-	500 kosov
16.	Drobni montažni in ozemljitveni ter označevalni material	-	komplet
17.	Notranje ožičenje, označevanje in funkcionalni preizkusi	-	komplet

1. 3. Transformatorsko polje

1. 3. 1. RAČUNALNIK POLJA 110 kV TRANSFORMATORSKEGA POLJA
zap. št.	Splošni podatki	Opis	Zahtevana minimalna vrednost	Ponudbena vrednost
PONUDBENA ENOTA ZA VODENJE
1.	Proizvajalec
2.	Tip
3.	Naročniška koda
VGRAJENI ZAŠČITNI TRANSFORMATORJI
4.	Tokovni zaščitni transformator (vgrajen v TR 110 kV polji =E05, =E07)	Jedro 1: 250/1 A, 5 VA, 0,2s Fs5 Jedro 2: 250/1 A, 10 VA, 0,2s Fs5 Jedro 3: 250/1 A, 30 VA, 10P20 Jedro 4: 1000/1 A, 30 VA, 10P20
5.	Napetostni merilni transformator (vgrajen v TR 110 kV polji =E05, =E07)	Navitje 1: 110/√3 ; 0,1/ √3, 10 VA, 0,2 Navitje 2: 110/√3 ; 0,1/ √3, 15 VA, 0,2 Navitje 3: 110/√3 ; 0,1/ √3, 30 VA, 0,5/3P Navitje 4: 110/√3 ; 0,1/ √3, 30 VA, 0,5/3P
ANALOGNI VHODI (SEKUNDARNE VREDNOSTI)
6.	Linijski toki: IL1, IL2, IL3	Število vhodov		3
		Nazivni tok In		1 A
7.	Residualni tok: 3I0	Število vhodov		/
		Nazivni tok In		/
8.	Fazne napetosti: UL1, UL2, UL3	Število vhodov		3
		Nazivna napetost Un		100/√3 V
9.	Residualna napetost: 3U0	Število vhodov		/
		Nazivna napetost U0		/
DIGITALNI VHODI
10.	Digitalni vhodi – skupno število	Skupno število vhodov		60
11.	Od tega nadzorovani stikalni elementi – dvobitni položaji	Število nadzorovanih elementov / (št. DI)		8/16
RELEJSKI IZHODI
12.	Relejski izhodi – skupno število	skupno število izhodov		32
13.	Od tega število izhodov za krmiljenje	skupno število izhodov		30
14.	Krmiljenje elementov	Št. elementov, ki jih krmilimo		8
KOMUNIKACIJA
15.	IEC 61850 edition 2 za vodenje	število zahtevanih priključkov		2

		redundantna povezava	STAR (PRP)
		tip (optični)	DA
16.	Posebni vhod za parametriranje (lokalno na releju)	število priključkov	1
		tip vhoda (USB, RJ45)	navedite tip
17.	Parametriranje iz računalnika za nadzor zaščite	število priključkov	1
		tip vhoda (Ethernet)	navedite tip
ANALOGNE MERITVE IN PRIKAZ NA LCD ENOTI
18.	Meritev linijskih tokov IL1, IL2, IL3	na LCD enoti zaščite	DA
19.	Meritev residualnega toka 3I0	na LCD enoti zaščite	DA
20.	Meritev faznih in medfaznih napetosti UL1, UL2, UL3, U12, U13, U23	na LCD enoti zaščite	DA
21.	Meritev residualne napetosti 3U0	na LCD enoti zaščite	DA
22.	Meritev moči P, Q, S	na LCD enoti zaščite	DA
23.	Meritev električne energije Wh, VArh	na LCD enoti zaščite	DA
24.	Faktor delavnosti cosϕ	na LCD enoti zaščite	DA
LCD PRIKAZOVALNIK
25.	Prikaz sheme z elementi	Zbiralke, Q0, Q1, Q2, Q51, Q52, Q53, Q9, Q8 meritve	DA
26.	Velikost LCD prikazovalnika	š x v – grafični prikazovalnik	v točkah
27.	Velikost LCD prikazovalnika	š x v – velikost	mm
OSTALO
28.	Signalizacija stanja z LED	število programabilnih LED	≥20, navedite
29.	Preklop lokalno daljinsko na enoti	navedite (npr. ključ, tipka)	DA
30.	Relejski izhod za samodiagnostiko	š x v – grafični prikazovalnik	DA
31.	Velikost enote	navedite š x v x g	mm
32.	Masa enote	navedite	kg