Costos Eficientes de Inversión, de Operación y ... DGT-092-2005.pdfinterconectado una óptima operación, minimizando los tiempos de falla por la función propia de la coordinación

GERENCIA ADJUNTA DE REGULACIÓN TARIFARIA

AV. CANADA N° 1460 - SAN BORJA 224 0487 224 0488 - FAX 224 0491

Informe OSINERG-GART/DGT N° 092-2005

Costos Eficientes de Inversión, de Operación y Mantenimiento

para la Coordinación de la Operación en Tiempo Real del

SEIN

Lima, noviembre de 2005

OSINERG-GART Informe OSINERG-GART/DGT Nº 092-2005

Costos Eficientes de Inversión, de Operación y Mantenimiento para la Coordinación de la Operación en Tiempo Real del SEIN Página i de ii

Resumen Ejecutivo

El presente informe contiene los costos eficientes de inversión, de operación y mantenimiento que se reconocerán al coordinador (en adelante “Coordinador”) por la coordinación de la operación en tiempo real del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (en adelante “SEIN”), tomando en cuenta el equipamiento con que debe contar el Coordinador y los requerimientos de personal para el desarrollo eficiente de sus funciones.

Asimismo, en este informe se presentan las características y funcionalidad que debe tener cada uno de los componentes del equipamiento con que debe contar el Coordinador y también las funciones que debe cumplir el personal que es responsable de la coordinación de la operación en tiempo real del Sistema.

En la determinación de estos costos se ha tomado en consideración lo dispuesto en el Decreto Supremo N° 003-2005-EM, el mismo que sustituye el Artículo 92° del Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas, aprobado por Decreto Supremo N° 009-93-EM; así como lo dispuesto en la Resolución N° 099-2005-OS/CD, que aprobó el “Procedimiento para el Pago de los Costos Eficientes al Coordinador de la Operación del SEIN y a las Entidades Delegadas”.

Como guía central para el análisis, se ha considerado:

• La necesidad de establecer los costos de inversión, de operación y mantenimiento que deben ser reconocidos al Coordinador para el desarrollo eficiente de sus funciones. Estos costos deberán de tener en cuenta el equipamiento con que debe contar el Coordinador y los requerimientos de personal.

• La necesidad de garantizar una óptima operación del SEIN, con el fin de mantener la calidad del producto y suministro dentro de los estándares establecidos en la Norma Técnica de Calidad de los Servicios Eléctricos.


Costos Eficientes de Inversión, de Operación y Mantenimiento para la Coordinación de la Operación en Tiempo Real del SEIN Página ii de ii

• La determinación de los costos eficientes de inversión, de operación y de mantenimiento que se van a reconocer al Coordinador se basa principalmente en la evaluación de costos de mercado sobre el equipamiento que debe tener el Coordinador, así como el requerimiento de personal para el desarrollo de sus funciones.

Como resultado de la determinación de costos eficientes, se tiene que los costos anuales que se deben reconocer al Coordinador son los siguientes:

Descripción Costo Total (US $)

Costos Eficientes de la Inversión 2 629 238

Costos Eficientes de la Operación anual 617 108

Costos Eficientes del Mantenimiento anual 33 713

De acuerdo con la Resolución OSINERG N° 099-2005-OS/CD, estos costos serán cubiertos por los integrantes del COES-SINAC de la forma siguiente: • Un pago anual cuyo monto corresponderá a los costos eficientes de

inversión, de operación y mantenimiento asociados al equipamiento. • La anualidad del costo eficiente de inversión se calculará para un horizonte

de cinco (5) años, considerando una tasa de interés equivalente al TAMEX1, y con un factor de actualización que considere pago al inicio del período.

• El pago anual lo efectuarán los integrantes del COES-SINAC en proporción

a los porcentajes de pago que aportan a dicho Comité y se hará efectivo dentro de los primeros veinte (20) días del mes de febrero de cada año.

1 Tasa activa promedio en moneda extranjera, publicada por la Superintendencia de Banca y Seguros.


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INDICE 1. INTRODUCCIÓN .................................................................................................3

2. ASPECTOS METODOLÓGICOS........................................................................5

2.1. LINEAMIENTOS Y CRITERIOS EMPLEADOS PARA LA DETERMINACIÓN DE LOS COSTOS.......................................................................................................... 5

3. CARACTERÍSTICAS DEL EQUIPAMIENTO .....................................................7

3.1. EQUIPAMIENTO DEL COORDINADOR.................................................................. 7 3.1.1. Sistema SCADA .............................................................................. 7 3.1.2. Funciones EMS ............................................................................. 15 3.1.3. Sistema Inteligente de Procesamiento de Alarmas ...................... 16 3.1.4. Reporte de Perturbaciones............................................................ 18 3.1.5. Gestión de Datos Históricos .......................................................... 18 3.1.6. Servidores y Estaciones de Trabajo para la Operación del

Sistema ...................................................................................... 20 3.1.7. Sistema de Monitoreo de Canales de Comunicación ................... 21 3.1.8. Primer y Segundo Ruteador .......................................................... 21 3.1.9. Panel Mímico Dinámico................................................................. 21 3.1.10. Centralita Telefónica...................................................................... 22 3.1.11. Simulador de Entrenamiento del Operador................................... 22

3.2. HORIZONTE DE IMPLEMENTACIÓN DEL EQUIPAMIENTO ..................................... 23

4. COSTOS DE INVERSIÓN.................................................................................24

4.1. CRITERIOS PARA EL CÁLCULO DE LOS COSTOS DE INVERSIÓN.......................... 24 4.2. EQUIPAMIENTO DE CARACTERÍSTICAS GENERALES ......................................... 24 4.3. EQUIPAMIENTO DE CARACTERÍSTICAS PARTICULARES..................................... 25

4.3.1. Aplicaciones SCADA ..................................................................... 25 4.3.2. Programas de Aplicación de Seguridad, Regulación y

Optimización del Sistema Eléctrico (EMS) y Simulador de Entrenamiento del Operador ......................................................... 26

4.4. COSTOS DE INVERSIÓN.................................................................................. 27

5. COSTO DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO ..............................................29

5.1. PERSONAL REQUERIDO ................................................................................. 29 5.2. COSTOS DE OPERACIÓN................................................................................ 31 5.3. ACTIVIDADES DE MANTENIMIENTO.................................................................. 32 5.4. COSTO DE MANTENIMIENTO........................................................................... 35

6. COSTOS EFICIENTES......................................................................................38

6.1. COSTOS EFICIENTES DE INVERSIÓN, OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO ............... 38

7. ANEXOS ............................................................................................................39

7.1. ANEXO 1: CARACTERÍSTICAS TÉCNICAS DE LAS FUNCIONES DE APLICACIÓN ORIENTADAS A BRINDAR SEGURIDAD AL SISTEMA ELÉCTRICO DE POTENCIA .... 40

7.2. ANEXO 2: CARACTERÍSTICAS TÉCNICAS DE LAS FUNCIONES DE CONTROL Y ECONOMÍA EN EL DESPACHO DEL SISTEMA ELÉCTRICO DE POTENCIA .............. 45



7.3. ANEXO 3: CARACTERÍSTICAS Y VENTAJAS DE LA TÉCNICA DLP PARA EL PANEL MÍMICO DINÁMICO......................................................................................... 47

7.4. ANEXO 4: INFORMACIÓN DE COSTOS DE INVERSIÓN ........................................ 49 7.5. ANEXO 5: INFORMACIÓN DE COSTOS DE MANTENIMIENTO ............................... 62 7.6. ANEXO 6: DECRETO SUPREMO N°003-2005-EM ........................................... 75



1. Introducción

Con fecha 03 de febrero de 2005 se publicó, en el Diario Oficial El Peruano, el Decreto Supremo N° 003-2005-EM, el mismo que sustituye el Artículo 92° del Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas, aprobado por Decreto Supremo N° 009-93-EM, y que dispone en su contenido, que el OSINERG determinará los costos eficientes de inversión, de operación y de mantenimiento que se reconocerán al coordinador por la coordinación de la operación en tiempo real del Sistema.

Con el fin de complementar la Resolución N° 099-2005-OS/CD referida al “Procedimiento para el Pago de los Costos Eficientes al Coordinador del SEIN y a las Entidades Delegadas” y la resolución referida a los “Estándares Técnicos Mínimos del Equipamiento para la Coordinación de la Operación en tiempo real del SEIN”, se requiere emitir una resolución que determine los costos eficientes que se deberá reconocer al Coordinador para el desarrollo de la función de coordinación de la operación de tiempo real del SEIN.

Los costos eficientes serán pagados anualmente por los integrantes del COES-SINAC al Coordinador y a las Entidades Delegadas dentro de los primeros veinte (20) días del mes de febrero de cada año, de acuerdo con los criterios, lineamientos y parámetros establecidos en el Artículo 8° de la Norma “Procedimiento para el Pago de los Costos Eficientes al Coordinador de la Operación del SEIN y a las Entidades Delegadas”.

El presente informe contiene el sustento de la información que el OSINERG ha utilizado para establecer los costos eficientes de inversión, de operación y mantenimiento que se reconocerán al Coordinador, de acuerdo con el mandato del Decreto Supremo N° 003-2005-EM.

Es necesario precisar que, en el Artículo 2° de la Resolución N° 099-2005-OS/CD, publicada en el Diario Oficial El Peruano el 12 de junio de 2005, se indicó que la vigencia del procedimiento “Pago de los Costos Eficientes al Coordinador del SEIN y a las Entidades Delegadas”, sería a partir de la fecha de publicación de la norma de los estándares técnicos mínimos del equipamiento y los costos eficientes a reconocer al Coordinador, las mismas que serán publicadas en dos resoluciones diferentes, por tanto, la vigencia del



citado procedimiento será a partir de la fecha de publicación de ambas resoluciones.

A continuación se presenta un esquema que describe la cronología de las normas señaladas anteriormente:

Propuestas para su aprobación (Dic. 2005)

Resolución OSINERG N° XXX-2005-OS/CD: Aprueba la norma “Estándares Técnicos Mínimos del Equipamiento para la Coordinación de la Operación en tiempo Real del SEIN”.

Resolución OSINERG N° XXX-2005-OS/CD: Fija costos eficientes de inversión, operación y mantenimiento a reconocer al Coordinador

12.06.2005

Resolución OSINERG N° 099-2005-OS/CD:

Aprueba la norma “Procedimiento para el Pago de los Costos Eficientes al Coordinador del SEIN y a las Entidades Delegadas”.

03.02.2005

Decreto Supremo N°003-2005-EM:Dispone modificación de Art. 92° del RLCE, el cual establece que el OSINERG:(i) determinará el procedimiento para el pago a los delegados;(ii) los costos eficientes a reconocer al Coordinador; y,(iii) los estándares técnicos mínimos que deberá cumplir el equipamiento del Coordinador.

El presente Informe es el sustento técnico de esta

Resolución



2. Aspectos Metodológicos

De acuerdo con lo dispuesto en el Decreto Supremo N° 003-2005-EM, corresponde al OSINERG determinar los costos eficientes de inversión, de operación y de mantenimiento que se reconocerán al Coordinador por la coordinación de la operación en tiempo real.

Al considerar los fundamentos que originan la coordinación de la operación y la delegación temporal, se concluyó que es necesario establecer los estándares técnicos mínimos del equipamiento que permita al Coordinador cumplir eficientemente sus funciones, de manera que se garantice al sistema interconectado una óptima operación, minimizando los tiempos de falla por la función propia de la coordinación en tiempo real; y que asimismo, se le deberá reconocer los costos incurridos en la implementación y mantenimiento de este equipamiento y del personal que realiza las funciones de coordinación.

En consecuencia, se recomienda que estos costos eficientes de inversión, de operación y mantenimiento sean reconocidos al Coordinador por la coordinación de la operación del tiempo real del SEIN, la misma que es motivo del presente informe.

2.1. Lineamientos y criterios empleados para la determinación de los costos

Los lineamientos que se describen a continuación, constituyen el primer conjunto de criterios adoptados para reflejar de una manera práctica los requerimientos contenidos en el Decreto Supremo N° 003-2005-EM, en cuanto a los costos eficientes que se reconocerán al Coordinador. Las simplificaciones y restricciones corresponden a las conclusiones del análisis conceptual, así como, a las condiciones observadas en el desarrollo de las funciones del Coordinador de la operación en tiempo real.



Como guía central para el análisis, se ha tomado en cuenta:

• La necesidad de establecer los costos de inversión, de operación y mantenimiento que deben ser reconocidos al Coordinador para el desarrollo eficiente de sus funciones. Estos costos deberán de tener en cuenta el equipamiento con que debe contar el Coordinador y los requerimientos de personal.

• La necesidad de garantizar una óptima operación del SEIN, con el fin de mantener la calidad del producto y suministro dentro de los estándares establecidos en la Norma Técnica de Calidad de los Servicios Eléctricos.

• La determinación de los costos eficientes de inversión, de operación y de mantenimiento que se van a reconocer al Coordinador, se ha basado principalmente en la evaluación de costos de mercado sobre el equipamiento que debe tener el Coordinador y el requerimiento de personal para el desarrollo de sus funciones.

Antes de proceder a la determinación de los costos eficientes a reconocer al Coordinador, se describen las características y la funcionalidad que debe tener el equipamiento así como el horizonte estimado para su implementación.

Para propósitos del análisis de los costos de inversión de los componentes del equipamiento, ha sido necesario seguir la siguiente metodología:

• Para los equipamientos de características generales, los costos se han obtenido de los diferentes fabricantes y de organizaciones especializadas de búsquedas de costos unitarios.

• Para los equipamientos de características particulares, los costos se han obtenido de los presupuestos de licitaciones de suministro y puesta de servicio de centros de control de empresas concesionarias de servicios de electricidad, así como de empresas especializadas en la venta de productos software y hardware para centros de control.

Para propósitos del análisis de los costos de operación se ha considerado, principalmente, el número de personal mínimo para llevar a cabo las funciones de operación y análisis del sistema, así como los sueldos que maneja el mercado actual para los cargos del personal.

Para propósitos del análisis de los costos de mantenimiento se ha considerado todas las actividades de mantenimiento relacionado con el equipamiento del Coordinador, tomando en cuenta las frecuencias con que éstas se deben realizar. Los costos del personal de mantenimiento se han tomado de los sueldos que fijan las firmas fabricantes internacionales de programas y equipos para Centros de Control en proyectos de reciente realización en el país; asimismo, para el costo de los insumos ó consumibles se consideran costos de mercado, basados en cotizaciones locales, puestos en la zona de instalación.



3. Características del Equipamiento

En este capítulo se describe las características y la funcionalidad que debe tener el equipamiento con que debe contar el Coordinador y el horizonte estimado para su implementación.

3.1. Equipamiento del Coordinador

3.1.1. Sistema SCADA

El SCADA debe de ser un sistema de arquitectura abierta y distribuida, que debe operar sobre un sistema operativo multitarea y multiusuario. El sistema SCADA debe incluir los servidores de proceso necesarios para su funcionamiento.

Características del sistema

Generales:

El sistema debería emplear una interfase de usuario grafica como el “Human-Machine Interface (HMI)”. Esta interfase de usuario gráfica debe permitir al personal de operación desarrollar todas las funciones sin ningún conocimiento del sistema operativo a nivel de comandos de consola.

La estación del operador debe ser una PC estándar comercial en la que corra el Sistema Operativo MS Windows; el sistema también debería soportar la más reciente versión de dicho sistema operativo. Ninguna excepción debe ser permitida.



La estación debe soportar un amplio rango de dispositivos de usuario, incluyendo un mouse, pantallas sensibles al tacto, trackball, light pen y teclado.

El sistema debería ser configurado para poder ser restaurado en la eventualidad de perdida de energía, para lo cual el servidor automáticamente se reiniciará y comenzará su operación completa, sin la intervención del usuario.

El sistema no debe requerir computadoras o servidores dedicados para la administración de la base de datos adquiridos y emitidos, administración de alarmas, administración de la seguridad, ejecución de llamadas o cualquier otro sistema usuario.

Cada sistema servidor debe ser capaz de funcionar como un sistema cliente.

Seguido a la finalización de la instalación, cualquier usuario del sistema con privilegios apropiados y con la capacitación de configuración del sistema, debe ser capaz de hacer cambios al HMI, sin requerir la asistencia del proveedor del producto.

Configuración del Sistema / Operaciones Diarias:

La configuración del sistema debe ser protegida de cambios no autorizados por un sistema de seguridad con claves de acceso.

Los manuales de usuario deben proveer suficiente asistencia a los operadores y personal administrativo con operaciones diarias y la configuración del sistema después que se haya completado la implementación del mismo.

Para maximizar la disponibilidad del sistema SCADA, el software debe ser capaz de configuraciones en línea. Esto es, cambios de pantallas de visualización de datos, seguridad en el desarrollo de reportes y comunicaciones de Entrada y Salida (E/S) desde los centros de control remotos; asimismo, éstas deben poder realizarse sin parar o reiniciar la aplicación o las computadoras.

El software debe utilizar una metodología de bloqueo para asegurar que 2 usuarios no puedan configurar la misma pantalla o variable, simultáneamente.

Una vez probado, el sistema desarrollado de ser capaz de forzar los cambios de configuración a variables y pantallas de todas las otras computadoras en el sistema sin requerir que se reinicie o se paren los programas.

El sistema debe soportar las conexiones de los clientes vía LAN, WAN Internet, dial-in vía MODEM y conexiones handheld-device vía Wireless Application Protocol (WAP).



Redundancia del Sistema:

El sistema debe soportar múltiples servidores backup, cada uno capaz de proveer completa funcionalidad del sistema incluyendo reportes, almacenamiento histórico por excepción, visualización de datos históricos, comunicaciones de E/S, comunicaciones de red, administración de alarmas, dial-out por teléfono. No debería haber limite en el número de servidores backup soportados.

En el caso de una falla en el servidor primario, el sistema debería ser capaz de activar automáticamente el servidor backup. Este proceso debe continuar al segundo servidor backup en el caso que también este último fallara.

Los servidores backup deben ser capaces de compartir la carga de varias operaciones del sistema (incluyendo comunicaciones, generación del histórico, administración de alarmas, administración de las comunicaciones de red administración de la seguridad).

El sistema debe soportar 2 conexiones físicas de red para cada servidor, para ser utilizado con una vía de comunicación redundante. En el caso que una conexión se pierda, las comunicaciones deben automáticamente pasar a la segunda conexión.

La configuración dual de los servidores es un requerimiento mínimo. Una redundancia adicional a lo señalado podrá ser aceptada siempre que su costo resulte competitivo y que con esa propuesta se asegure una alta disponibilidad del sistema. La tecnología actual ofrece redundancias cuádruples, que pueden conseguirse mediante arreglos de software.

Comunicaciones:

Las herramientas del diagnóstico de las comunicaciones serán incluidas para ayudar en la visualización de comunicaciones apropiadas. Las herramientas incluirán los métodos para supervisar la estadística de la comunicación, reportar errores y registrar comunicaciones de E/S y de la red.

El sistema será capaz de compartir comunicaciones de E/S a través de varios servidores.

El software será capaz de reunir un grupo de módem, conectado con los servidores múltiples, para el uso en comunicaciones de E/S.

Los protocolos de comunicaciones múltiples estarán disponibles sobre el mismo puerto de comunicaciones. Ningún controlador de las comunicaciones evitará explícitamente que otros protocolos usen el mismo puerto de comunicaciones. Los conductores de las comunicaciones serán capaces de compartir el equipo de comunicaciones, tal como una torre de radio (donde no hay diferencia en la radiofrecuencia) o un grupo de módems compartidos.

En razón a que el protocolo designado por el coordinador es el ICCP, éste debe ser capaz de conectarse con todos los servidores ICCP de fabricantes conocidos.



Para optimizar la performance, la operación multi-threaded debe ocurrir. La performance y diagnóstico de cada threat debe ser medido y verificado por el usuario que soporta las operaciones.

Las conexiones para la adquisición de información deben configurarse en modo excepción (bloque 2 ICCP) con una máxima duración de 1 segundo y un máximo 5 minutos para barrido para guardar la integridad de los datos.

Las licencias ICCP deben ser ilimitadas para asegurar que el número de integrantes del COES puedan crecer sin restricciones.

Los operadores podrán poner cualquier conexión en un estado de rápida-interrogación. En este estado, las conexiones podrán aumentar la frecuencia más alta que lo normal, permitiendo que los operadores y el personal de mantenimiento reciban datos con más frecuencia de alarmas y comisionando situaciones.

Los reenvíos que realice el coordinador a otros integrantes deben supeditarse a la necesidad de demanda de información; en situación que haya un evento, el tiempo de reenvío de información podría disminuir en frecuencia, motivo por el cual debe existir la posibilidad de configurar la prioridad de estos procesos.

El canal de comunicación principal deberá enlazarse con la estación principal del centro de cómputo del COES y, el canal secundario, se enlazará con la estación de reserva del COES, ambos en protocolo ICCP.

Pantallas Gráficas de Sistema:

El sistema soportara objetos gráficos dinámicos y estáticos. Los objetos gráficos dinámicos proporcionarán la información en tiempo real del sistema al interfaz del usuario. Las alarmas, los estados, y los datos análogos representados en la pantalla serán actualizados como datos que se ponen a disposición la computadora.

Como mínimo se dispondrá de una licencia de software para el desarrollo. La licencia de desarrollo apoyará el controlador de E/S ( ICCP) según lo requerido y permitirá el desarrollo del sistema.

El proveedor del sistema creará pantallas representando procesos del sistema e instrumentación. Estas pantallas serán construidas con los elementos gráficos orientados al objeto. Las representaciones gráficas que se proporcionarán bajo este contrato incluirán:

- Una pantalla resumen del sistema que muestre un mapa / distribución geográfica y un ícono de cada subestación o planta en su aproximada ubicación en ese mapa.

- Los íconos de la estación utilizarán un esquema de color simple para representar sus comunicaciones y estados de la alarma. Una leyenda que describe el esquema de color también será incluida en la pantalla.

- Una página de la exhibición para cada sección importante del sistema.

- Alarmas.



- Visión de los datos de Históricos y en Tiempo Real. - Generación de informe a pedido. - Interfaz del tablero del operador para notas y boletines - Interfaz de comunicaciones de E/S (Administrador ICCP).

El sistema debe incluir un menú para navegar de una pantalla a otra. El menú debe ser configurable para permitir la agrupación lógica de pantallas donde sea necesario.

El proveedor del producto debe entregar pantallas gráficas propuestas al cliente (o representante de ingeniería del cliente) para aprobación. El diseño de pantallas gráficas finales son sujetas a la aprobación del cliente y el representante de ingeniería del cliente, si no existe. Modificaciones de las pantallas gráficas aprobadas serán de responsabilidad del proveedor y estarán limitadas a cambios menores si son requeridos

Cada pantalla debe incluir todas las señales de E/S y alarmas asociadas con la estación.

Las pantallas deben usar capacidades del sistema de vídeo para mostrar visualmente los estados, valores y condiciones de alarma de los principales componentes del sistema. Así también cuando cambian los estados de los componentes del sistema, el color del símbolo mostrado para los componentes debe cambiar para denotar dichos cambios.

Los operadores con suficientes privilegios de seguridad deben tener acceso para modificar los set points y puntos de control sin parar o reiniciar el sistema.

También debe proveerse al operador con capacidad para imprimir las pantallas gráficas.

Los valores de entrada y salida E/S deben ser puestos a un estado “cuestionable” cuando se usan por primera vez, este estado debe ser removido por el operador cuando los valores hayan sido verificados contra los datos de campo.

Debe ser posible determinar las propiedades de cualquier valor mostrado de E/S con sólo seleccionar con el mouse. Esto debe ser hecho en tiempo real y mostrar la siguiente información:

- Nombre y descripción del Área (ubicación) - Unidades, etiqueta de tiempo y calidad del dato. - Propiedades de alarma.

El sistema debe incluir editor de gráficos orientado a objetos y animación.

El software debe soportar imágenes por capas. Los objetos pueden ser colocados en fondos de pantalla u otras imágenes gráficas.

El software debe soportar importar formatos conocidos de archivos gráficos (JPEG, PNG, TIF, etc.) como son mapas para uso de fondos de pantalla.



El software debe permitir encoger o ampliar para acomodar las pantallas como ventanas redimensionadas.

El software debe ser capaz de mostrar múltiples ventanas gráficas simultáneamente.

No debe haber límite en el número de pantallas gráficas, el número de valores activos mostrados en una pantalla gráfica o el número de E/S o estaciones remotas que el software sea capaz de manejar.

Diagnósticos Remotos:

El sistema debe permitir su acceso para propósitos de diagnóstico, vía modem o medio externo. Cuando se accese al sistema de esta manera, el usuario asumirá el control total sobre el servidor al cual se enlazó.

Todas las actividades de ingreso o salida del sistema deben ser grabados en el log de eventos del sistema.

Seguridad:

El sistema debe manejar la seguridad a través de claves de acceso; éste debe permitir múltiples usuarios, y cada usuario debe tener un juego de configuración de privilegios. Los privilegios para la configuración del sistema, visualización de datos, y actividades de operación pueden ser activados o no para cada usuario.

La seguridad debe basarse en el privilegio de usuario más que en roles, para permitir el máximo control de los accesos de los usuarios.

Las cuentas de cada usuario deben permitir ser duplicadas para asignarlas a un nuevo usuario.

Los password de los usuarios deben ser encriptados, de modo que no permitan la lectura en el lugar de almacenamiento.

El sistema debe permitir la creación de privilegios de seguridad adicionales donde sea necesario. El sistema debe permitir la creación de no menos de 100 privilegios adicionales.

Los cambios a los privilegios de acceso de los usuarios pueden ser hechos mientras la aplicación está siendo ejecutada y deberían ser afectados inmediatamente. Igualmente los usuarios conectados a la red deben ser afectados por los cambios inmediatamente sin necesidad de parar o reiniciar la aplicación.

El sistema de seguridad debe ser multi-session. Esto validará simultáneamente y grabara las actividades de las sesiones concurrentes para todos los usuarios.

Conectividad Internet:

Las configuraciones en línea deben ser sincronizadas con los clientes mediante interfaz Internet sin que se requiera reiniciar el explorador de Internet.



Los clientes Internet deben requerir solamente de la última versión del explorador de Internet para comunicarse con la aplicación. Los clientes Internet no deben requerir instalación manual de software. Con la primera conexión con el servidor Internet que está corriendo el sistema, el cliente Internet automáticamente sincronizará con la aplicación y bajará los archivos necesarios. Todas las subsiguientes conexiones al servidor se sincronizarán entre el cliente y el servidor Internet.

Los clientes Internet deben tener pantallas graficas idénticas a los clientes estándares y pantallas de servidor y no requerir un desarrollo adicional que conlleve una demora en implementar una interfaz aparte.

Se debe considerar la suficiente seguridad de acceso a los equipos del Coordinador, para impedir el daño provocado por intrusos, con seguridades tales como “fire-walls”, así como también dotar de equipos con transmisión codificada para los enlaces con los centros de control de los integrantes del COES.

Administración de Alarmas:

Como mínimo el último 1 000 000 de eventos de alarmas debe ser guardado en la base de datos.

Los eventos de alarmas deben incluir la etiqueta de tiempo (timestamp).

Cuando ocurre una condición de alarma, la siguiente secuencia debe ser proveída:

- Un tono audible anunciará en cada uno de los servidores y clientes que tienen acceso a la alarma. Este tono audible debe repetirse hasta que la alarma sea reconocida por el operador.

- La alarma debe ser añadida al log de eventos. - La alarma debe ser impresa en la impresora de log de eventos. - En el caso que la señal no haya sido reconocida por un tiempo

configurado por el usuario, el sistema comenzará a emitir mensajes por un medio externo (modem, mensajes a móviles, etc.). notificando esta alarma.

Cada alarma análoga debe tener una configuración para la banda muerta y demora que puede ser modificada por el usuario.

Todas las pantallas de usuario deben tener un botón o símbolo para que el usuario pueda cargar el módulo de administración de alarmas.

Una alarma debe ser reconocida seleccionando en la lista de resumen alarmas y luego seleccionando un botón para ello. Las alarmas no deben ser reconocidas simplemente marcando en la lista de eventos. Estos dos pasos necesarios prevén la inadvertida acción de reconocimiento de la alarma.

El reconocimiento de alarma debe propagarse inmediatamente a todas las pantallas.



Los operadores deben ser capaces de ver las alarmas actuales, no reconocidas e históricas. Las alarmas deben poder ser filtradas por prioridad.

La aplicación debe ser capaz de enviar mensajes por medios externos a la red SCADA, sea por conexión telefónica u otro medio efectivo.

El software debe ser capaz de definir un número ilimitado de prioridades de alarma y ser configurables.

Los mensajes externos deben ser capaces de contactar grupos de usuarios del sistema de acuerdo al tipo de alarma. Se debe poder configurar usuarios activos e inactivos y ser administrados por un usuario con privilegios de configuración. No debe requerir parar o reiniciar la computadora o aplicación. No debe haber límite en el número de usuarios activos e inactivos.

Generación de Reportes:

Un sistema de generación de reportes debe ser incluido para imprimir reportes estándares y configurados por los usuarios. La generación de reporte puede ser invocada a necesidad del usuario, por un evento monitoreado, o automáticamente en el día, semana o mes.

Debe ser posible configurar los reportes para cumplir las necesidades de administración y los requerimientos generales. Los reportes deben ser impresos usando valores históricos o de tiempo real actuales o calculados.

El sistema debe ser capaz de enlazar dinámicamente datos de tiempo real a hojas de cálculo de terceros.

El sistema de generación de reportes debe ser configurable, permitiendo a un operador crear, modificar y generar reportes y exportar datos para uso de paquetes de terceros. El sistema de reportes debe ser capaz de mostrar reportes por la pantalla o de exportar a archivos de los siguientes formatos:

- Archivos de Valores separados por coma (.cvs) - Archivos de texto. - Directamente a base de datos (ODBC, OLEDB, DP, JDBC, etc.). - Directamente a una hoja de cálculo. - Directamente a una hoja de cálculo formateada como una plantilla de

reporte. - Vía correo electrónico.

Los informes generados por un cliente Internet deben ser capaces de ser impresos en una impresora local.

El sistema de generación de reportes debe tener predefinido por medio de un menú seleccionable el período de tiempo para la cantidad de datos reportados. Los siguientes periodos deben ser proveídos:

- Última hora. - Últimas 4 horas.



- Últimas 12 horas. - Último día. - Última semana. - Día previo. - Semana previa. - Mes previo. - Trimestre previo. - Configurado (el operador selecciona iniciar o parar en días y horas).

Los reportes deben ser capaces de mostrar cualquier dato analógico, digital o valores calculados.

El software debe ser capaz de guardar grupos de reportes para llamadas posteriores. No debe haber límite en el número de grupos a definir.

3.1.2. Funciones EMS

Para propósitos de mejorar y potenciar la realización de las funciones de coordinación de la operación del sistema de forma segura y económica, el Coordinador implementará funciones de aplicación que permitan el Manejo del Sistema de Energía Nacional (EMS). Estas funciones han de soportar el control de áreas múltiples y configuraciones de islas predefinidas, consecuentemente podrán emplearse en los esquemas de control a nivel país.

Las funciones EMS proveerán al operador del sistema de un amplio conjunto de alarmas, eventos, despliegues digitales, mensajes, gráficos, figuras, tablas, números, curvas, así como toda la información necesaria, ante potenciales problemas de inseguridad dinámica del sistema, encontrados durante las condiciones variables a lo largo de la operación diaria y brindar medidas para reducir esta inseguridad a un mínimo, sino desaparecerla. Estas funciones estarán diseñadas para tomar en cuenta que la operación actual del sistema eléctrico requiere en forma creciente la toma de decisiones complejas para encontrar el compromiso correcto entre economía y seguridad. Los sistemas se operan muy cerca a sus límites físicos, su operación es cada día más y más condicionada a fenómenos de naturaleza muy rápida, tales como pérdida de sincronismo, caída de frecuencia, colapsos de tensión, desconexión de generadores y otros problemas asociados con la actuación de la protección. Por lo tanto, los operadores del sistema deben estar listos para enfrentar estas circunstancias, para ello se contará con estas herramientas, como son las funciones EMS, que ayudan a dar solución a esta problemática.

Las funciones EMS que implementará el Coordinador serán las siguientes

A) FUNCIONES DE APLICACIÓN ORIENTADAS A BRINDAR SEGURIDAD AL SISTEMA ELÉCTRICO DE POTENCIA

El Coordinador implementará los siguientes programas que se orientarán a brindar seguridad al sistema eléctrico de potencia, teniendo en cuenta que la seguridad es una propiedad del mismo que, en general, puede definirse como la robustez del sistema para operar en un estado de equilibrio bajo condiciones normales y perturbadas. A fin de asegurar esta propiedad, el sistema eléctrico se opera dentro de ciertos límites, comúnmente referidos como límites de seguridad. Si tales límites dependen de la estabilidad del sistema en estado estable o de criterios de suficiencia, se denominan



límites de seguridad estática; de otro lado, si tales límites dependen de criterios de estabilidad transitoria o de largo alcance, estos se denominan límites de seguridad dinámica. Se implementarán las funciones siguientes:

• Flujo de Carga en Línea • Estimación de Estado • Análisis de Contingencias • Procesamiento de Topología de la Red • Equivalente Externo • Base de Datos de EMS

Las funciones EMS requerirán una transmisión de información completa, continua y precisa de los integrantes del COES, y de acuerdo a las Normas de Operación en Tiempo Real.

Las características técnicas de estas funciones se resumen en el Anexo 1.

B) FUNCIONES DE CONTROL Y ECONOMIA EN EL DESPACHO DEL SISTEMA ELÉCTRICO DE POTENCIA

Las funciones EMS siguientes serán materia de estudios previos por parte del Coordinador en razón de que su implementación requerirá de la adecuación de las instalaciones electromecánicas, principalmente de disponer de adecuaciones en las plantas de generación de los participantes. Por este motivo, dichas funciones deberán evaluarse por el Coordinador para su implementación en etapas posteriores a la inicial.

La relación de las funciones EMS de control y economía en el despacho del sistema es la siguiente:

• Flujo de Carga Óptimo • Control Automático de Generación

La función de optimización Flujo de Carga Óptimo incorpora la función de Despacho Económico, por ello no aparece en la lista anterior. El objetivo de los programas de optimización de la operación de sistemas eléctricos de potencia, como son los de flujo de carga óptimo y despacho económico, es asignar la generación total entre unidades generadoras en servicio, de modo de minimizar el costo de abastecer la carga total, incluyendo las pérdidas y respetando las restricciones operativas de las unidades y de la transmisión del sistema. Estos programas permiten modelar funciones de producción de las unidades generadoras, pérdidas de transmisión y límites operativos de las unidades.

Las características técnicas de estas funciones se resumen en el Anexo 2.

Para las funciones EMS se precisa de dos servidores a fin de operar en configuración dual y redundante.

3.1.3. Sistema Inteligente de Procesamiento de Alarmas

El Coordinador implementará un sistema de procesamiento de alarmas inteligente basado en la técnica de sistemas expertos y se integrará al sistema SCADA del Coordinador. Este sistema operará como una herramienta de



apoyo al operador y le permitirá ubicar, diagnosticar y atender las perturbaciones del sistema y los dispositivos que han pasado al estado de falla.

El sistema de procesamiento de alarmas estará basado en un sistema experto con una jerarquía de nivel múltiple, que además emplee técnicas heurísticas y que posea una estructura de datos orientada al objeto. El sistema experto cubre el procesamiento en tiempo real de los datos y el procesamiento inteligente de las alarmas, así como la creación y actualización automática de la base del conocimiento.

Esta función reducirá en forma “inteligente” el número de alarmas que el operador deba recibir y que le permitirá con eficiencia seleccionar las acciones correctivas en caso de una ocurrencia de falla.

Es necesario considerar varios conceptos en el diseño del sistema de procesamiento de alarmas, como son validación, causales o síntesis de alarmas. El proceso de filtrado es independiente de la naturaleza del proceso continuo o discreto y de las formas como las alarmas crudas se producen.

Características del sistema:

Codificación de la severidad de alarmas por código de colores.

Canales alternos para el envío de alarmas.

Una red compleja puede crear alarmas en cascada; algunas no son importantes, pero otras son críticas, es necesario clasificar automáticamente las alarmas y priorizar el flujo de información al operador.

Existen alarmas que individualmente no significan un problema serio, pero cuando suceden al mismo tiempo se trata de un problema grave. El sistema debe monitorear diferentes tipos de alarmas y procesar combinaciones o conjuntos de alarmas críticas.

Encontrar la causa subyacente entre alarmas en cascada puede tomar períodos de prolongada labor. El sistema debe correlacionar automáticamente combinaciones repetidas de alarmas.

Análisis de históricos y de tendencias de alarmas. Identificar áreas y eliminar problemas recurrentes con un sistema que mantenga una historia completa de alarmas y que sea exportable para análisis de tendencias.

Notificación de alarma en detalle. Cada alarma deberá tener información de diagnóstico con detalles y algunas instrucciones de qué hacer.

Los tipos de alarmas procesados deben contemplar estados y alarmas del sistema eléctrico y del sistema SCADA/EMS.

Para “status y alarmas” del sistema eléctrico:

• Status de switcheo del sistema eléctrico. • Alarmas fijas del sistema eléctrico. • Alarmas intermitentes en el sistema eléctrico.



• Posiciones de tap en equipos del sistema eléctrico.

Para alarmas internas del sistema:

• Ingresar avisos y notas de operación. • Reconocimiento manual de alarmas. • Violación de límites. • Alarmas audibles según nivel de criticidad.

Estado de alarmas de la red de cómputo SCADA:

• Estado de computación de dispositivos periféricos y servicios auxiliares. • Estado y alarmas de armario de interfaz de comunicaciones y estaciones

remotas. Una alarma debe contener:

• Etiqueta de tiempo. • Identificador del tipo de alarma. • Status. El procesamiento de alarmas debe tener las siguientes características:

• Adquisición de alarmas. • Almacenamiento en base de datos operacional. • Chequeo de condiciones normales de operación • Distribución a otras aplicaciones del sistema.

3.1.4. Reporte de Perturbaciones

Se implementará una función Reporte de Perturbaciones como herramienta para la operación del sistema eléctrico que permita colectar en tiempo real los datos de la operación del sistema antes de una falla en períodos seleccionables (tales como 5 minutos antes de la falla), en la falla y después de la falla (tales como 5 minutos después de la falla). Estos datos son estados de interruptores y seccionadores, alarmas y medidas análogas del sistema. Esta función se integrará al sistema SCADA del Coordinador

Podrán seleccionarse los puntos correspondientes a los interruptores cuya apertura intempestiva (no comandada por el operador) accione a la función de Reporte de Perturbaciones.

Esta función brindará reportes para el análisis post falla información muy valiosa que permita determinar las causas de la falla, la determinación de responsabilidades y la toma de medidas correctivas en la operación misma y en la actuación de los relés de protección.

3.1.5. Gestión de Datos Históricos

Como parte del sistema SCADA se implementará una función de gestión de datos históricos (GDH) como herramienta de apoyo a la operación del sistema eléctrico, de ayuda en la gestión de la operación y en las funciones de



programación y estadísticas y del sistema. La función que se implementará poseerá rutinas o programas para la captura periódica (exportación/importación de datos) definible de los datos en tiempo real del sistema, su almacenamiento y procesamiento, y soportada por un sistema de generación de reportes. Con estas rutinas se pueden crear toda clase de reportes, editarlos y actualizarlos automáticamente, ejecutar colas de bases de datos complejas y analizar los procesos de producción de energía; así como enlazar los datos en múltiples servidores. Se podrá distribuir también los reportes vía Internet y su publicación en páginas Web.

Se proveerá todos los utilitarios y rutinas necesarios para la creación, edición, mantenimiento, almacenamiento, recuperación, revisión y presentación de datos históricos en la forma de reportes.

La función GDH tendrá una interfaz de acceso; este acceso puede ser a través de comandos o rutinas estándar de una base de datos relacional. Este acceso a los datos permitirá también editar reportes. Los reportes serán producidos periódicamente (diarios, mensuales y anuales), y lo datos se podrán presentar en varios formatos.

La GDH poseerá una base de datos de almacenamiento basada en un ambiente “series y tiempo” o una estructura de base de datos relacional que guarde, en forma extremadamente segura e instantáneamente disponible, una cantidad sin límite de datos operacionales precisos y consistentes, y emplee técnicas de compresión adecuadas. Los datos archivados deben permitir elaborar tendencias para discernir que ocurrió en el proceso, esto en consideración del registro de miles de datos por segundo, lo que es una característica de aplicaciones tales como las del sistema eléctrico de potencia.

GDH poseerá un conjunto de rutinas que presenten los datos a los usuarios (operadores, Ingenieros y otros). Estas rutinas organizarán la búsqueda de los contenidos del sistema en grupos útiles; y ayudarán a organizar los datos en tiempo real, pudiéndose crear árboles jerárquicos de datos de acuerdo a estructuras definidas por el usuario para fijar la información necesaria, almacenando los parámetros y especificaciones y haciendo de uso fácil los desplegados o pantallas de interfaz humano-máquina que serán provistas como parte de la GDH.

Características de la base de datos:

El sistema debe soportar 10 000 puntos de entradas / salidas como mínimo.

El sistema debe mantener todas las configuraciones de los puntos en una base de datos relacional con características de consulta según el estándar SQL.

El sistema debe mantener todas las configuraciones específicas de las estaciones de trabajo.

El sistema debe guardar los valores históricos y de tiempo real, condiciones de alarma y eventos del sistema en una base de datos. El sistema debe guardar datos históricos por un periodo no menor de 5 años. El formato de datos históricos será tal que los cinco (5) años completos de datos pueden ser consultados sin requerir que los archivos



sean restaurados. El hardware del servidor del sistema será dimensionado para almacenar dos veces el tamaño aproximado de esa cantidad de datos.

La arquitectura del software se asegurará que las bases de datos del sistema estén duplicadas en todos los servidores primarios y de reserva, y estas bases de datos deben estar sincronizadas siempre.

En el evento de una falla del servidor primario, automáticamente entrará en función el servidor de reserva. Cuando el servidor primario se restaure otra vez, este sincronizará a las bases de datos en el servidor de reserva.

3.1.6. Servidores y Estaciones de Trabajo para la Operación del Sistema

El Coordinador se aprovisionará de los servidores necesarios para el funcionamiento del SCADA y las funciones EMS (se ha considerado que para la configuración inicial se requieren 8 servidores: 2 SCADA, 2 Base de Datos, 2 ICCP y 2 EMS), y contará, además, con un mínimo de dos estaciones de trabajo de operación con tres monitores y otras dos estaciones con un monitor.

Los servidores tendrán las características mínimas siguientes:

Procesador Intel® Xeon™ 3.00GHz/800MHz FSB 1GB Total PC2700 (2x512MB) Windows® Server 2003 Standard Edition + 5 CALs Canal Integrado Dual Ultra320 SCSI Adapter Bahías de Disco Duro 6 x 1" Conectables en Caliente Disco Duro 36.4GB Conectable Ultra320 SCSI 15,000 rpm (1") Disketera 1.44MB Kit DVD-ROM/CD-RW Tarjeta de Red Gigabit NIC Monitor 17” TFT flat panel display Licencia de Sistema Operativo 5 Usuarios para Windows® Server 2003

Las estaciones de trabajo tendrán las características mínimas siguientes:

Intel® Pentium® 4, 3,80 GHz / 800MB Memoria 2GB 2 Tarjeta de red Controlador de disco duro SCSI 36,4GB Disco duro 2 x 300 MB 48X DVD-ROM/CDRW Disquetera Módem 56k V90 PCI Tarjeta de sonido PCI Teclado estándar Mouse óptico Sistema Operativo Microsoft® Windows® XP Professional

Para las estaciones de trabajo se utilizarán monitores de 20” TFT flat panel display.



3.1.7. Sistema de Monitoreo de Canales de Comunicación

Cada empresa participante contará con un sistema de monitoreo del(os) canal(es) de comunicaciones interconectado(s) con el Coordinador. Este sistema de monitoreo proveerá estadísticas de fallas en línea cuyo reporte se enviará al Coordinador vía página Web u otro medio de comunicaciones similar a un servidor de proceso.

Cada participante transmitirá la información requerida al Coordinador mediante el Protocolo de Comunicaciones de Interconexión de Centros de Control (ICCP) por un servidor de proceso. El Coordinador estará equipado con el Protocolo de Comunicaciones de Interconexión de Centros de Control (ICCP) con capacidad de conexión a todos los participantes.

La capacidad del ICCP tanto como cliente o servidor debe ser ilimitada, asociada a las licencias respectivas. De esta manera se busca garantizar la comunicación con una cantidad cualquiera de integrantes del COES, así como el crecimiento futuro de la información.

3.1.8. Primer y Segundo Ruteador

El Coordinador implementará dos ruteadores: uno primero que será el principal y otro que operara como respaldo de éste. Ambos tendrán las siguientes características mínimas:

Diseñados para las aplicaciones de red Gigabit-Ethernet. Empleo en redes de interconexión LAN/WAN. Performance mínima de un millón de paquetes por segundo. Provistos de “cortafuegos”. Provistos de un mínimo de tres puertos Ethernet 10/100/1000 Mbps Provistos de sistema encriptamiento. Procesador mínimo de 700 MHz Memoria flash mínimo de 64 MB Memoria DRAM de 256 MB

3.1.9. Panel Mímico Dinámico

Se equipará al Coordinador con un panel mímico dinámico que permita representar a mayor escala dimensional el sistema eléctrico de potencia, mostrando en tiempo real: diagramas eléctricos en general, imágenes, tablas con datos de la operación, despliegues unifilares del sistema eléctrico, diagramas de proceso, datos generales del sistema; dando una visión integral del mismo. De un solo vistazo se debe permitir visualizar toda la topología de la red eléctrica, así como los puntos de la red con alarmas que requieren atención.

El panel mímico dinámico será del tipo de retroproyección de video digital y estará conectado vía red de área local al SCADA del Coordinador. El sistema de retroproyección será un arreglo del tipo matricial mínimo de dos filas de 3 pantallas modulares de video proyección y de un mínimo de 3 columnas de 2 pantallas modulares dispuestas en posición vertical, conectadas entre si.



El panel mímico dinámico será de tecnología DLP (Digital Light Processing) u otra tecnología que ofrezca similares características técnicas.

Las características de las pantallas DLP, así como sus ventajas con respecto a las pantallas LCD (Liquid Crystal Display), se resumen en el Anexo 3.

3.1.10. Centralita Telefónica

El Coordinador implementará una centralita telefónica digital en la sala de operaciones del sistema, con características técnicas de conmutación vía electrónica digital, que permita llamadas telefónicas en conferencia con múltiples usuarios, por razones propias de la coordinación de la operación del sistema eléctrico. Esta centralita dispondrá como mínimo de doce anexos telefónicos y de ocho troncales, así como de ocho aparatos telefónicos digitales y un puerto de consola. La centralita telefónica será completamente configurable mediante programación y poseerá una batería de respaldo.

3.1.11. Simulador de Entrenamiento del Operador

Con el propósito de reducir la incidencia de errores humanos en la coordinación de la operación del Sistema Eléctrico de Potencia desde el sistema SCADA actual del Coordinador así como para la implementación futura de los programas EMS, se requiere periódicamente entrenar al personal de operación. Las tendencias actuales para hacer más eficiente el entrenamiento de personal asociado a procesos complejos (como es operar un sistema eléctrico) es mediante el uso de la tecnología de la realidad virtual, que hace al sistema interactivo computarizado tan rápido e intuitivo que la presencia de la máquina desaparece de la conciencia del usuario, dejando en ella la imagen de un objeto o entorno con una alta impresión de realidad. Por esta razón se requiere la implementación de una plataforma de hardware y software para el desarrollo de un Simulador de Entrenamiento del Operador (DTS) que funcione bajo el concepto y tecnología de realidad virtual para el adiestramiento de personal. La selección de la plataforma toma en cuenta la complejidad de los sistemas a simular, tales como la simulación del Sistema Eléctrico de Potencia Nacional, la necesidad de estandarizar elementos u objetos que reduzcan por una parte el tiempo y costo del desarrollo y por la otra que permitan en lo posible el uso de estándares no propietarios.

El Simulador de Entrenamiento del Operador es una función compuesta por programas y equipos de apoyo a la operación del sistema eléctrico de potencia que permite la formación y la preparación continua del personal que opera el sistema. El DTS es una herramienta que provee una simulación digital de lazo cerrado, precisa, y realista, del sistema eléctrico de potencia, que permite a los operadores estar adiestrados para responder a condiciones de operación normales y de emergencia. En este sentido, será posible entonces trabajar con procedimientos de operación en emergencia, y con situaciones extraordinarias, sin poner en peligro el parque electromecánico del Sistema Eléctrico de Potencia.

Como toda la interfaz de software de aplicación, la simulación es idéntica a la que está en tiempo real, por lo que el simulador también puede emplearse como un banco de pruebas del software permitiendo que la base de datos y las modificaciones del software sean validadas completamente antes de su



instalación en el sistema en línea. Este simulador del sistema de potencia interactivo en tiempo real, a menudo también se emplea como evaluador y verificador de funciones de manejo de energía, estudios de ingeniería, evaluación de modelos de sistemas eléctricos de potencia.

Los componentes característicos del DTS son:

- La interfaz del instructor - máquina y de los operadores – máquina. - La función de conducción de la simulación. - La simulación externa del sistema.

3.2. Horizonte de Implementación del Equipamiento

El horizonte de implementación del equipamiento que debe tener el Coordinador debe ser acorde con las etapas que aparecen en el Artículo 7° de la Norma ““Procedimiento para el Pago de los Costos Eficientes al Coordinador del SEIN y a las Entidades Delegadas”, aprobada mediante Resolución OSINERG N° 099-2005-OS/CD, publicada el 12 de junio de 2005 en el Diario Oficial El Peruano.

En dicha norma, se establece que la adecuación de las instalaciones del Coordinador se llevará a cabo en tres (03) etapas consecutivas, donde la primera tendrá una duración de seis (6) meses desde la entrada en vigencia de la referida resolución, la segunda una duración de veinticuatro (24) meses posteriores a la primera etapa y la última que se iniciará una vez concluida la segunda etapa y tendrá plazo indefinido.

Durante la primera etapa, el Coordinador deberá iniciar las gestiones necesarias para cumplir con los estándares técnicos mínimos del equipamiento, así como iniciar y culminar los convenios necesarios con los integrantes del sistema.

Durante la segunda etapa, el Coordinador está obligado a realizar las inversiones de equipamiento, operación y mantenimiento para la coordinación de la operación en tiempo real del sistema.

Durante la tercera y última etapa, el Coordinador deberá cumplir sus funciones de coordinación en tiempo real del sistema en condiciones de eficiencia.



4. Costos de Inversión

4.1. Criterios para el cálculo de los Costos de Inversión

Para propósitos del análisis de costos de los componentes del equipamiento, como son: servidores y estaciones de trabajo, programas para sistemas SCADA, programas orientados a la seguridad de sistemas eléctricos y servicios de ingeniería para el centro de control del Coordinador, así como de los recursos de materiales, herramientas y de personal necesarios para la operación y el mantenimiento de los mismos, ha sido necesario recurrir a las siguientes fuentes de información:

• Para los equipamientos de características generales, los costos se han obtenido de los diferentes fabricantes y de organizaciones especializadas de búsquedas de costos unitarios.

• Para los equipamientos de características particulares, los costos se han obtenido de los presupuestos de licitaciones de suministro y puesta de servicio de centros de control de empresas concesionarias de servicios de electricidad, así como de empresas especializadas en la venta de productos de software y hardware para centros de control.

Los datos se han organizado de acuerdo a partes y componentes de los módulos de centros de control y telecomunicaciones. La información de base se presenta en el Anexo 4 de este informe.

4.2. Equipamiento de Características Generales Los costos eficientes de este equipamiento han sido obtenidos de los precios de mercado de fabricantes especializados en la materia.



Los costos, obtenidos para cada uno de estos equipamientos en aplicación de este método, se presentan a continuación:

Equipamiento Costo Unitario

Servidores (inc. Monitor de 17” TFT) US$ 3 531

Estaciones de Operación US$ 2 534

Monitores de 17” TFT US$ 449

Monitores de 20” TFT US$ 889

Equipos Complementarios y Auxiliares:

- Impresoras, - UPS, - Estabilizador, - Grupo Electrógeno, - Equipo Aire Acondicionado, - GPS, - Tableros, etc.

US$ 40 000

4.3. Equipamiento de Características Particulares En los equipamientos que tienen características particulares debido a la alta complejidad, donde el diseño de los mismos depende del requerimiento del comprador y de la tecnología que emplea cada fabricante, no es posible establecer un costo promedio que resulte de costos de mercado.

En estos casos, se han utilizado los precios planteados en cotizaciones de fabricantes, así como en licitaciones públicas o privadas de Centros de Control para los integrantes del sistema.

4.3.1. Aplicaciones SCADA

Cada fabricante de las aplicaciones SCADA aplica su tecnología de codificación y manufactura propia. No existen sistemas SCADA similares, algunos poseen una mayor o menor cantidad de programas, razón por la cual no es posible establecer un costo promedio de mercado de estos sistemas, excepto en el dimensionamiento expresado en número total de puntos de entradas/salidas del sistema eléctrico, donde es posible acercar a estos sistemas, aunque algunos emplean conceptos diferentes para definir sus licencias de software, incluso dependen del equipamiento en términos de servidores, estaciones de trabajo, y enlaces y protocolos de comunicaciones.

A continuación se presenta la relación de precios considerados para estos sistemas, incluidos los equipamientos asociados a estas aplicaciones:



Equipamiento Costo Unitario

SCADA US$ 350 000

Sistema Inteligente de Procesamiento de Alarmas US$ 25 000

Función Reporte de Perturbaciones US$ 25 000

Gestión de Datos Históricos US$ 35 000

Panel Mímico Dinámico US$ 200 000

Ruteador US$ 6 000

Centralita Telefónica US$ 12 000

Extensión Red Lan Ethernet US$ 3 000

4.3.2. Programas de Aplicación de Seguridad, Regulación y Optimización del Sistema Eléctrico (EMS) y Simulador de Entrenamiento del Operador

Los programas de aplicación de seguridad del sistema eléctrico (Estimador de Estado, Flujo de Carga en Línea, entre otros) son de alta complejidad técnica, tanto en su elaboración (algoritmos matemáticos complejos) como en su integración, demandando extensos períodos de afinamiento con un consumo de horas hombre considerable. Tampoco existen programas de aplicación similares, dependen del método de solución empleado y de las interfases con el sistema SCADA. Por ello, no es posible establecer un costo promedio de mercado de estos sistemas, excepto en el dimensionamiento expresado en número total de barras, líneas, entre otros, así como de la magnitud topológica del sistema eléctrico. Los mismos conceptos se aplican a los programas de regulación y optimización (AGC y Flujo de Carga Optimo) y, por extensión, a los simuladores de entrenamiento del operador (DTS), estos últimos asociados directamente al proveedor del SCADA.

Los siguientes precios son referenciales, no son públicos y se han tomado de algunos fabricantes de software de aplicación, incluyen hardware y su integración en el mismo.

Programas EMS 1

• Flujo de Carga en Línea • Estimación de Estado • Análisis de Contingencias • Procesamiento de Topología de la Red • Equivalente Externo • Base de Datos de EMS

US$ 450 000



Programas EMS 2

• Control Generación Automático (AGC) • Flujo de Carga Optimo

US$ 200 000

Simulador de Entrenamiento del Operador

US$ 380 000

4.4. Costos de Inversión Los costos de inversión que involucra el equipamiento que debe contar el Coordinador se presenta en el siguiente cuadro. En este cuadro también se presentan los costos que involucran el servicio de ingeniería para la instalación y pruebas del equipamiento.

El monto de los Costos de Inversión alcanza aproximadamente los 2,6 millones de dólares de los Estados Unidos de Norteamérica.



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3815

5,00

1838

245,

4448

3748

,80

610,

0011

45,0

018

95,0

036

20,0

036

20,0

023

2675

9,24

GAS

TOS

GEN

ERAL

ES D

EL C

ON

TRAT

ISTA

1230

52,4

014

7059

,64

3869

9,90

48,8

091

,60

151,

6028

9,60

289,

6018

6140

,74

UTI

LID

ADES

DEL

CO

NTR

ATIS

TA76

907,

7591

912,

2724

187,

4430

,50

57,2

594

,75

181,

0018

1,00

1163

37,9

6TO

TAL

CO

STO

DIR

ECTO

1738

115,

1520

7721

7,35

5466

36,1

468

9,30

1293

,85

2141

,35

4090

,60

4090

,60

2629

237,

94

CO

STO

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NA

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5. Costo de Operación y Mantenimiento

5.1. Personal Requerido Tomando en cuenta las organizaciones similares para el Coordinador, dentro del país y a nivel sudamericano, se propone que el número de personal mínimo que se requiere para la coordinación de la operación en tiempo real del sistema eléctrico, son quince (15) personas, distribuidos de la siguiente manera:

• Un (1) Jefe de Operación • Cuatro (4) Ingenieros Coordinadores • Cuatro (4) Ingenieros Reprogramadores. • Dos (2) Ingenieros Analistas de la Operación. • Cuatro (4) Ingenieros Auxiliares de Operación.

Para tal efecto, se efectúa el siguiente análisis de necesidades de personal, teniendo en consideración que la labor de operación requiere la atención de las 24 horas del día y todos los días del año. Por esta razón, se requiere personal de turno (normalmente de 8 horas cada uno, con un período de labor en un horizonte de 48 horas por semana), serían tres turnos entonces necesarios para cubrir la tarea diaria de operación del sistema eléctrico y con personal suficiente para rotación.

Por la naturaleza crítica de las actividades inherentes a la operación se requieren dos operadores por turno; de esta manera también si algo le pasa a uno de los operadores queda el otro para seguir la tarea de operar.

Las actividades que debe realizar cada uno de los miembros de este personal, se detalla a continuación de acuerdo con su cargo.



Jefe de Operación

• Coordinar con Área de Sistemas • Coordinar con Área de Telecomunicaciones • Participar en Análisis de Fallas • Coordinar con Área de Mantenimiento • Diagnosticar la Operación del Sistema y elaborar informes de

recomendaciones para mejorar la Operación del Sistema Eléctrico

Ingeniero Coordinador

• Coordinar Maniobras de los Equipos Eléctricos. • Atender Alarmas por Averías o Fallas en Equipos Eléctricos • Atender Alarmas por Averías o Fallas en Equipos de Comunicaciones. • Coordinar Desconexiones o Transferencias de Carga. • Verificar la Topología de la Red. • Preparar el Programa de Operación Diario. • Dar Cumplimiento al Programa de Operación Diario. • Atender las Comunicaciones Telefónicas. • Verificar que los Parámetros de Operación Cumplan con Normas de

Calidad Técnica. • Elaborar Reportes de Fallas Diario. • Elaborar Reportes de la Operación Diario. • Elaborar Reportes de Ejecución de Mantenimiento Diario. • Coordinar Pruebas de Equipos del Sistema Eléctrico. • Coordinar Maniobras de los Equipos Eléctricos. • Verificar Correcta Operación de Equipos, Subestaciones y Centrales. • Coordinar la Atención de Averías de Equipos en Subestaciones.

Ingeniero Reprogramador

• Reprogramar la operación del sistema cuando corresponda, en coordinación con los Integrantes del Sistema.

• Supervisar Ejecución de Maniobras. • Elaborar Estrategias de Operación de la Red Eléctrica. • Analizar Actuación de la Protección Eléctrica. • Elaborar Informes de Operación Diaria. • Supervisar la Operación del Sistema Eléctrico. • Coordinar Programas de Mantenimiento. • Evaluar Programas de Mantenimiento. • Elaborar Reportes Estadísticos de la Operación. • Cubrir Turnos de Operadores en Descansos y Emergencias.

Ingeniero Analista

• Analizar Contingencias. • Analizar Vulnerabilidad del Sistema Eléctrico. • Procesar Programas Orientados a la Seguridad del Sistema Eléctrico en

Línea. • Procesar Programas de Análisis del Sistema Eléctrico de Potencia Fuera

de Línea.



Ingeniero Auxiliar de la Operación

Su labor es de apoyo en general en todas las actividades del operador del sistema, como son, principalmente en:

• Cubrir Turnos de los Ingenieros de Turno en Descansos y Emergencias. • Elaborar Reportes Estadísticos de la Operación. • Coordinar la Atención de Averías de Equipos en Subestaciones.

En el siguiente gráfico se brinda una ayuda visual de la distribución del personal que se requiere para la operación del Centro de Control.

5.2. Costos de Operación La actividad más trascendente a realizar en el Centro Coordinador del Sistema es operar el sistema eléctrico mediante los sistemas de control y de supervisión del mismo. Para ejecutar esta actividad se requieren recursos de personal técnico especializado y dedicado a tal actividad, cuyo número quedo definido en el ítem anterior, y el uso de materiales e insumos.

En el siguiente cuadro se muestra el costo de personal, para lo cual se consideró los sueldos que maneja el mercado actual para estos cargos, tomando en cuenta el pago de 12 sueldos mensuales, con un factor de 1,7 para incluir otros cargos como son beneficios sociales, compensaciones, etc.:



CARGO DEL PERSONAL COSTO UNITARIO NOMINAL MENSUAL (US $)

CANTIDAD DE

PERSONAL COSTO TOTAL ANUAL (US$)

Jefe Dpto. Operaciones 3 093 1 63 097

Ingeniero Coordinador 1 876 4 153 082

Ingeniero Reprogramador 1 876 4 153 082

Ingeniero Analista 1 876 2 76 541

Ingeniero Auxiliar de Operación 1 391 4 113 506

Total 559 308

Para el cálculo del costo de operación se debe agregar al cargo personal, los costos anuales por gastos de útiles de oficina, pago de servicios de telefonía, electricidad y agua, y pago por el servicio por el enlace de comunicación por Internet:

COSTO DE OPERACIÓN COSTO ANUAL (US$)

Costo de Personal 559 308

Suministro de útiles de oficina 5 400

Pagos de servicio de telefonía, electricidad y agua 17 400

Pago de servicio de enlace de comunicación 35 000

Total 617 108

Todos estos costos originan que el costo de operación anual que se debe reconocer al Coordinador sea alrededor de los 617 mil dólares.

5.3. Actividades de Mantenimiento Las actividades de mantenimiento y su frecuencia de ejecución son parte de las recomendaciones dadas por los fabricantes de Centros de Control y son de naturaleza preventiva. La periodicidad está referida al intervalo de tiempo que transcurre para volver a ejecutar la actividad de mantenimiento, medido en meses.

Como parte de las recomendaciones de los fabricantes de Centros de Control, los equipos de procesamiento de datos son instalados en ambientes aislados completamente, libres totalmente de contaminación (polvo y humo de cigarrillo, entre otros), similares a los de centros de cómputo, con sistemas centralizados de aire acondicionado, con sistemas de control que mantienen un nivel recomendado de temperatura y con un control de acceso a las personas muy rígido e iluminación controlada. Asimismo cuentan con sistemas de alimentación eléctrica ininterrumpidos y sus equipos están debidamente aterrados.



Existen también procedimientos claramente definidos de seguridad de la información, con normas de acceso y de manipulación por personal completamente identificado y autorizado, con inventario de los medios de información, y su almacenamiento en ambientes con estantería adecuada. Esto incluye la creación de copias de seguridad del sistema almacenadas en sitios acondicionados de acceso restringido.

En general, las actividades de mantenimiento preventivo de los equipos de procesamiento de datos usualmente son de dos tipos: de limpieza y conservación, y de diagnóstico; esta última actividad es realizada mediante programas que suministran los propios fabricantes, y se realiza con personal especializado y son de alcance completo. Tal como se mencionó líneas arriba, la periodicidad recomendada por los mismos, sobre todo la primera de las actividades, depende del seguimiento estricto de las recomendaciones de implantación en ambientes aislados completamente, libres totalmente de contaminación (polvo y humo de cigarrillo, entre otros), similares a los de centros de cómputo, con sistemas centralizados de aire acondicionado, con sistemas de control que mantienen un nivel recomendado de temperatura y con un control de acceso a las personas muy rígido e iluminación controlada. Asimismo cuentan con sistemas de alimentación eléctrica ininterrumpidos y sus equipos están debidamente aterrados.

Las actividades de mantenimiento preventivo de los programas del sistema SCADA y de las aplicaciones EMS son del tipo de diagnóstico, prueba, y aplicación de medidas de seguridad y respaldo de la información; esta actividad es realizada mediante procedimientos que recomiendan los propios fabricantes, y se realiza con personal especializado, con periodicidad también recomendada por los suministradores de Centros Control y es muy similar a la que se realiza en Centros de Informática, y son de alcance completo.

En el siguiente cuadro se presentan todas las actividades estándares del proceso denominado mantenimiento del equipamiento que debe tener el coordinador; asimismo, en este cuadro también se presentan las frecuencias en que se deben realizar estos mantenimientos:

FRECUENCIA ITEM ACTIVIDAD EQUIPO ALCANCE

(%) (Meses) ´- Limpieza y Diagnóstico de los elementos y equipos Hardware internos del CPU: - Fuente de Alimentación, - Lectora de CD y/o Quemador, - Disquetera, - Disco Duro, - Tarjeta madre, - Sistema de ventilación del Chip (Circuito Integrado ) y del Disco Duro. - Memoria RAM,

1

- Pila de alimentación de la ROM.

Servidor de Comunicaciones

100 4

´- Limpieza y Diagnóstico de los elementos y equipos Hardware internos del CPU: - Fuente de Alimentación, - Lectora de CD y/o Quemador, - Disquetera, - Disco Duro, - Tarjeta madre, - Sistema de ventilación del Chip (Circuito Integrado ) y del Disco Duro. - Memoria RAM,

2


Servidor de Comunicaciones ICCP

100 4




(%) (Meses) ´- Limpieza y Diagnóstico de los elementos y equipos Hardware internos del CPU: - Fuente de Alimentación, - Lectora de CD y/o Quemador, - Disquetera, - Disco Duro, - Tarjeta madre, - Sistema de ventilación del Chip (Circuito Integrado ) y del Disco Duro. - Memoria RAM,

3


Servidor de Históricos 100 4


4


Servidor SCADA 100 4


5


Estación de Operación SCADA.

100 4

´- Limpieza y Diagnóstico de los elementos y equipos Hardware internos del CPU: - Fuente de Alimentación, - Lectora de CD y/o Quemador, - Disquetera, - Disco Duro, - Tarjeta madre, - Sistema de ventilacion del Chip (Circuito Integrado) y del Disco Duro. - Memoria RAM,

6


Estación de Operación Ingeniería

100 4

´- Limpieza y Diagnóstico de los equipos y elementos que conforman la RED LAN:

Red LAN de datos tipo Ethernet

- Router, incluyendo Router, Switchs y otros

- Switch,

7

- Cablería de Comunicación (medición de la continuidad y parámetros eléctricos (resistencia, capacitancia e impedancia))

100 18

´- Limpieza y Diagnóstico: 8 - Carrete de impresión, de los agujeros de inyección de tinta.

Impresora 100 4

´- Limpieza y Diagnóstico de los equipos y elementos que conforman la UPS: - Circuitería, verificación de la potencia fuente de alimentación continua, - Batería, - Placas, - Sustancia electrolítica (Acido que conforma la batería).

9

- Verificación de los fusibles de protección.

UPS 100 12

10 ´- Limpieza y Diagnóstico de los equipos y elementos que conforman el GPS:

GPS 100 12




(%) (Meses) - Circuitería, verificación de la potencia fuente de alimentación continua, - Batería, - Placas, - Sustancia electrolítica (Acido que conforma la batería). - Verificación de los fusibles de protección. ´- Limpieza y Diagnóstico del Estabilizador: - Tarjeta Electrónica. - Componentes electrónicos, Circuitería eléctrica y verificación de la potencia de la fuente de alimentación continua.

11

- Verificación de los fusibles de protección.

Estabilizador 100 12

´- Limpieza y Diagnóstico de: - Cámara de almacenamiento del combustible. - Fusibles de la bomba de aceite. - Fajas de ventilación, bielas.

12

- Encendido cada cierto tiempo para que no se peguen (por oxidación) los componentes mecánicos.

Grupo Electrógeno 100 8

´- Limpieza y Diagnóstico de: 13 - Cámara de almacenamiento de la sustancia refrigerante.

Equipos de aire acondicionado

100 12

14 ´- Diagnóstico, prueba, y aplicación de medidas de seguridad y respaldo de la información

Programa SCADA 100 1

15 ´- Diagnóstico, prueba, y aplicación de medidas de seguridad y respaldo de la información

Programa de Aplicación Seguridad de Red

100 1

16 - Diagnóstico Computador portátil 100 12

5.4. Costo de Mantenimiento Las actividades de mantenimiento del Centro Coordinador comprenden el mantenimiento de los equipos, ejecución de pruebas y diagnóstico del sistema. Para ejecutar esta actividad se requieren recursos de personal técnico especializado y dedicado periódicamente a dichas actividades. Esta periodicidad hace que dicho mantenimiento sea tercerizado y muchas veces con un alto costo.

Para el mantenimiento de las telecomunicaciones se consideran las actividades de limpieza y revisión de fuentes de alimentación y ejecución de pruebas y diagnóstico de los enlaces de comunicaciones.

En el siguiente cuadro se presentan los costos de mantenimiento para los equipamientos que debe tener el Coordinador. Para determinar dichos costos se ha efectuado un análisis de actividades y sus costos de recursos correspondientes, los cuales se presentan en el Anexo 5 de este informe.

Los costos del personal de mantenimiento se han tomado de los sueldos que fijan las firmas fabricantes internacionales de programas y equipos para Centros de Control en proyectos de reciente realización en el país; asimismo, para el costo de los insumos ó consumibles se consideran costos de mercado, basados en cotizaciones locales, puestos en la zona de instalación.



Para todos los casos de mantenimiento se emplea una tasa de actualización igual a la tasa de descuento anual indicada en el Artículo 79° de la Ley de Concesiones Eléctricas (12%).

N° Actividades Unid Cantidad (%) Alcance Costo Unitario

Periodicidad (Meses)

Costo Anual

Total

ACTIVIDADES DE MANTENIMIENTO PREVENTIVO

1 Limpieza Servidores 4 100% 4 113,18 4 1 411 ,12

2 Prueba y Diagnostico

Servidores 4 100% 4 171,58 4 2 139 ,24

3 Limpieza Estaciones de operación

2 100% 2 113,18 4 705 ,56

4 Diagnostico Estaciones de operación

2 100% 2 171,58 4 1 069 ,62

Sub Total 1 (US $) 5 325,54


1 Limpieza Switch 1 100% 1 78,21 18 50 ,65


Switch 1 100% 1 176,86 18 114 ,54

3 Limpieza Router 1 100% 1 78,89 18 51 ,09

4 Diagnostico Router 1 100% 1 177,54 18 114 ,98

5 Limpieza Cablería de Red Lan

4 100% 4 104,64 18 271 ,06


Cablería de Red Lan

4 100% 4 303,94 18 787 ,34

Sub Total 1 (US $) 1 389,66


1 Limpieza Impresora 1 100% 1 120,57 4 375 ,81

2 Diagnostico y Reparación

Impresora 1 100% 1 177,5 4 553 ,26

Sub Total 1 (US $) 929,07


1 Limpieza UPS 1 100% 1 169,57 12 169 ,57


UPS 1 100% 1 205,5 12 205 ,5



1 Limpieza Estabilizador 1 100% 1 425,55 12 425 ,55


Estabilizador 1 100% 1 171,36 12 171 ,36



1 Limpieza Grupo Electrogeno

1 100% 1 840,56 8 1 285 ,27


Grupo Electrogeno

1 100% 1 646,26 8 988 ,17

Sub Total 1 (US $) 2 273,44




1 Limpieza Aire Acondicionado

1 100% 1 156,25 12 156 ,25


Aire Acondicionado

1 100% 1 253,5 12 253 ,5



1 Prueba, Diagnostico y Seguridad

SCADA 1 100% 1 646,78 1 8 179 ,50

Sub Total 1 (US $) 8 179,50


1 Prueba, Diagnostico y Seguridad

Programa de Aplicación

Seguridad de Red

1 100% 1 866,78 1 10 961 ,73

Sub Total 1 (US $) 10 961,73


1 Limpieza Computador Portatil

1 100% 1 54,56 12 54 ,55


Computador Portatil

1 100% 1 77,98 12 77 ,98



1 Limpieza GPS 1 100% 1 54,56 12 54 ,55


GPS 1 100% 1 85,48 12 85 ,48


TOTAL US $ 30 713 ,23

Para el cálculo del costo de mantenimiento se agregan los costos de limpieza y mantenimiento del local del centro de control del Coordinador.

En el cuadro siguiente se presenta el costo total de mantenimiento:

COSTO DE MANTENIMIENTO COSTO ANUAL (US$)

Costo Mantenimiento de Equipamiento 30 713

Costo Mantenimiento de Local 3 000

Total 33 713



6. Costos Eficientes

6.1. Costos Eficientes de Inversión, Operación y Mantenimiento

Los costos eficientes a ser reconocidos al Coordinador por las funciones de la coordinación de la operación en tiempo real del SEIN, se muestran en el cuadro siguiente.

Cuadro N° 6.1

Descripción Costo Total (US $)

Costos Eficientes de la Inversión 2 629 238

Costos Eficientes de la Operación Anual 617 108

Costos Eficientes del Mantenimiento Anual 33 713

De acuerdo con la Resolución OSINERG N° 099-2005-OS/CD, estos costos serán cubiertos por los integrantes del COES-SINAC de la forma siguiente: • Un pago anual cuyo monto corresponderá a los costos eficientes de inversión, de

operación y mantenimiento asociados al equipamiento. • La anualidad del costo eficiente de inversión se calculará para un horizonte de

cinco (5) años, considerando una tasa de interés equivalente al TAMEX2, y con un factor de actualización que considere pago al inicio del período.

• El pago anual lo efectuarán los integrantes del COES-SINAC en proporción a los porcentajes de pago que aportan a dicho Comité y se hará efectivo dentro de los primeros veinte (20) días del mes de febrero de cada año.

2 Tasa activa promedio en moneda extranjera, publicada por la Superintendencia de Banca y Seguros.



7. Anexos

A continuación se presentan los anexos, que comprenden:

• Anexo 1: Características Técnicas de las Funciones de Aplicación Orientadas a Brindar Seguridad al Sistema Eléctrico de Potencia.

• Anexo 2: Características Técnicas de las Funciones de Control y Economía en el Despacho del Sistema Eléctrico de Potencia.

• Anexo 3: Características y Ventajas de la Técnica DLP para el Panel Mímico Dinámico.

• Anexo 4: Información de Costos de Inversión.

• Anexo 5: Información de Costos de Mantenimiento.

• Anexo 6: El Decreto Supremo N° 003-2005-EM, que constituye la norma que dispone el establecimiento de los costos eficientes a ser reconocidos al Coordinador.



7.1. Anexo 1: Características Técnicas de las Funciones de Aplicación Orientadas a Brindar Seguridad al Sistema Eléctrico de Potencia Las características técnicas de de las Funciones de Aplicación Orientadas a Brindar Seguridad al Sistema Eléctrico de Potencia se resumen a continuación:

FLUJO DE CARGA EN LINEA

El flujo de carga en línea “on-line” es un programa que se ejecuta periódicamente en los servidores del sistema que monitorean y controlan el sistema eléctrico de potencia. Esta función toma los datos medidos en tiempo real procesados o promediados para las condiciones P (Potencia Activa), Q (Potencia Reactiva) o P, V (Tensión) en las barras del sistema eléctrico, con la finalidad de calcular las tensiones de barras y los ángulos de fase para toda la red eléctrica. Se emplea en la función de análisis de contingencias y de estimación de estado; asimismo, los resultados en tiempo real de un cálculo de flujo de carga pueden usarse para determinar la compensación reactiva, o para establecer las tensiones de la red o las pérdidas de las líneas de transmisión incrementales, asociadas con el cambio de la entrega de potencia de un generador. Si la generación total de la red cambia, dependiendo de qué generadores están asignados según el costo de la energía de cada planta y de las pérdidas en transmisión, el cálculo de flujo de carga es necesario para determinar los resultados de este cambio.

Así mismo, existen los cálculos de flujo de potencia fuera de línea “off-line” que se emplean en el planeamiento de nuevas líneas de transmisión y estudios de generación, demanda, corrección del factor de potencia, intercambios o transferencias de potencia y perfil de tensiones, entre otros. Usualmente se ejecutan meses o años antes de la situación final.

Generalmente, el flujo de carga se calculará empleando modelos matemáticos lineales para líneas de transmisión, transformadores, reactancias shunt o serie, pero con características no lineales para la generación y cargas en las barras. Las características eléctricas no lineales resultan de la forma no lineal de la ley de Kirchhoff para el flujo de potencia. Existen dos fuentes principales de no linealidad. Una de ellas es la demanda en la red que es modelada con potencia activa y reactiva constante, de tal forma que si las tensiones se incrementan, las demandas de corriente disminuyen y viceversa.

El flujo de carga toma en consideración el problema que las plantas de generación normalmente operan a un nivel de tensión regulado e inyección de potencia activa fijada. Normalmente los ángulos de fase entre los generadores del sistema no son conocidos. Si la salida de potencia reactiva del generador está dentro de límites aceptables, se permite variar



para cubrir la demanda del sistema. La potencia del motor primo del generador representa un costo de operación directo de la planta. Existen muchas restricciones mecánicas asociadas con esta potencia, de manera que ésta es cercanamente monitoreada y controlada. No sólo para la planta de generación, sino para el sistema de potencia completo, la potencia activa es la señal de control básica.

El flujo de potencia reactivo en la red de transmisión resulta en altos flujos de corriente, consecuentemente se producen altas pérdidas en las líneas de transmisión de allí que es necesario, bancos de compensación, es decir capacitores shunt o inductores para regular la potencia reactiva. Estos reguladores pueden ser de nivel discreto, tales como los bancos de capacitores conmutados, o de ajuste continuo tales como los condensadores síncronos. Existen también dispositivos de control de potencia reactiva de ajustes continuos denominados compensadores de reactivos “var” estáticos (SVC).

Podrán existir combinaciones adicionales de tensión de barras y de potencia activa o reactiva, pero el principio fundamental es que el cálculo de flujo de potencia debe satisfacer las restricciones de potencia en las barras. Esto resulta en productos de tensiones y corrientes, de allí que sean necesario ecuaciones no lineales para describir los flujos de corriente o tensiones en la red.

La función de flujo de carga en línea empleará el método variante de Newton-Rapson-Esquema de la Variante Desacoplado Rápido o similar, que consiste en desacoplar la parte de potencia activa del Jacobiano de la parte reactiva. Para una primera aproximación, el flujo de potencia activo depende de las diferencias del ángulo de fase y el flujo de potencia reactiva depende de las diferencias de la magnitud de la tensión. Adicionalmente, cuando las líneas de transmisión son altamente reactivas, la razón de su parte inductiva a la resistencia es alta.

ESTIMACIÓN DE ESTADO

La función de estimación de estado procesará las mediciones de la red eléctrica para calcular el estado de la red -magnitud de tensión y el ángulo de fase- en cada barra, mediante métodos denominados estimadores de estado debido a que emplean esencialmente técnicas de ponderación de mínimos cuadrados para encontrar el “mejor” vector de estado, para reducir una dispersión de los datos. La dispersión de los datos se debe a la imperfección de las mediciones de cambio rápido como son las tensiones o corrientes de la red eléctrica; en adición se deben también a errores en valores asumidos y variaciones en los modelos lineales de las líneas de transmisión y cargas, entre otros.

Se tendrá en cuenta que las medidas transmitidas del campo provienen de una conversión de señal análoga a digital, procesada en la unidad terminal remota que colecta estos datos, las mismas son periódicamente transmitidas al centro de control. Para una muestra de ellas de 1 a M se observa la presencia de un “desalineamiento de tiempo” de la medida 1 comparada con la medida M, no sólo debido a en qué tiempo la unidad fue



barrida, sino debido también al tiempo cuando la señal análoga actual fue muestreada.

Asimismo, los datos colectados del campo a menudo son redundantes, esa redundancia permite al estimador de estado, juntamente con los métodos estadísticos que emplea, detectar datos incorrectos “groseramente” o malos. El operador del sistema es alarmado por esta situación. El establecimiento de límites de error aceptables basados en número, tipo y precisión de todas las mediciones es un aspecto importante en el diseño del estimador de estado.

Otro aspecto importante del estimador de estado es detectar cambios en la configuración de la red. Si en una línea de transmisión, una fase se pone en circuito abierto abruptamente, el flujo de carga promedio en las fases intactas es bastante menor que un valor dado por el último estimado de estado. El operador es alertado de esta condición en el primer barrido de datos.

Otro propósito del estimador de estado es completar un conjunto de mediciones a fin de reemplazar datos fallados o perdidos. Es posible estimar flujos de carga y tensiones en una barra, cuyas mediciones han sido perdidas debido a falla de la línea de comunicaciones o de la unidad terminal remota.

Un esquema para obtener el estimado de estado del sistema es considerar que las mediciones de las tensiones, corrientes y potencias de la red, están mezcladas o corruptas por ruido. X es el vector de estado 2(n-1) de ángulos de fase y magnitudes de tensión en todas las barras del sistema excepto en la barra de referencia. La función de estimador de estado empleará el método variante de Newton-Rapson-Esquema de la Variante Desacoplado Rápido o similar.

ANÁLISIS DE CONTINGENCIAS

La función de Análisis de Contingencias operará conjuntamente con la función de flujo de carga en línea para alertar al operador o despachador del sistema eléctrico de potencia de cada condición vulnerable del sistema en tiempo real, en tanto cambian la carga y la generación.

Entre otras, la función calcula la pérdida de generadores o líneas de transmisión críticos o incremento de carga, tomando uno a la vez (o posiblemente en combinación) a fin de determinar sobrecarga en otros elementos del sistema. Se emplea la forma linealizada de las ecuaciones de barras de red.

Los ángulos de fase se calculan resolviendo la función flujo de carga o de estimación de estado en razón de consideraciones de sincronización de las mediciones.

Se producen alarmas sonoras o visuales o ambas, que alertan al operador cuando la función análisis de contingencias determina las tensiones de barras que están excesivamente altas o bajas. Asimismo, encuentra los



flujos de potencia que están encima de los límites de sobrecarga de corto o de largo plazo para los generadores y líneas de transmisión.

Esta función también construye tablas o un conjunto de instrucciones para que el operador tome la acción correctiva si algún caso de contingencia ocurriera actualmente. Pueden construirse mediante el programa acciones de corrección automáticas tales como tablas de desconexión automática de carga y/o ejecutadas por comando del operador.

Un caso de contingencia representa una situación hipotética. La situación puede describir la desconexión de un gran generador o una carga grande, y está basada en el conocimiento del operador o del Ingeniero de los elementos críticos del sistema. Desde que son sólo posibles situaciones que puedan ocurrir no es necesario el empleo de algoritmos extremadamente precisos, es suficiente con las aproximaciones de las ecuaciones lineales.

El módulo de contingencia es estructurado de manera que un número ilimitado de escenarios “¿que pasa si ... ” pueden incluirse en un estudio de contingencia dado. Todas las modificaciones del sistema relacionadas con las contingencias se refieren al caso base de desconexiones intempestivas simples de red y/o múltiples salidas/modificaciones que pueden estar concurrentemente definidas a voluntad para representar un escenario de análisis de contingencia adversa, tales como:

• Modificar cargas globalmente, individualmente o por zona. • Modificar generación globalmente, individualmente o por zona. • Conexión y desconexión de ramas. • Modificación de shunts. • Conexión y desconexión de barras.

PROCESAMIENTO DE TOPOLOGÍA DE LA RED

El programa Procesador de Topología de la Red usará un modelo detallado de la red a nivel de barras y sus secciones correspondientes; de esta manera podrá describirse el sistema eléctrico en cualquier nivel de detalle deseado y en tiempo real. El procesador de topología usa los estados de los equipos de maniobra, como son los interruptores y seccionadores para establecer barras e islas de la red ya sea en tiempo real o en modo estudio. El procesador debe ser rápido y eficiente, procesando sólo esas porciones de la red que se han alterado desde la última corrida.

Esta función Identifica la configuración de la red basada en el modelo de conectividad y en el estado dinámico (abierto/cerrado) del interruptor y seccionador. Produce indicaciones visuales y modeladas de las áreas energizadas y desenergizadas del sistema eléctrico para propósitos operativos y de análisis.

En esencia consiste en el empleo de una técnica de rastreo que comienza en un nodo dado y una rama. El rastreo continúa tomando el siguiente nodo de la rama como el nodo nuevo, y una de las ramas conectada al nodo nuevo (excepto la rama actual) como la rama nueva. Este proceso es



realizado recursivamente hasta que se alcanza un interruptor abierto (un punto de equilibrio) o hasta cuando todos los dispositivos han sido alcanzados.

EQUIVALENTE EXTERNO

La función de equivalente externo se emplea, en conjunto con las funciones de flujo de carga y de estimación de estado en caso que sea necesaria la conexión al sistema que está siendo observable, de un sistema eléctrico no observable. Consiste en representar las partes de la red no observable por equivalentes Norton o Thevenin.

BASE DE DATOS DE EMS

En forma similar a la base de datos de tiempo real de los sistemas SCADA se implementará una base de datos que se emplee en los programas EMS. Esta base de datos almacenará los datos correspondientes a todos los componentes de la topología de la red eléctrica del sistema.

Se tendrá en consideración la magnitud del SEIN, por lo que se gestionará un gran volumen de datos poniendo especial interés en el modelo de diseño de entidad-relación.

Esta base de datos cumplirá la función de "memoria", en todas sus acepciones posibles. La colección de datos estará agrupada en una organización integrada y centralizada en la que figuren no sólo los datos en sí, sino también las relaciones existentes entre ellos, y la forma que se minimiza la redundancia y se maximiza la independencia de los datos de las aplicaciones EMS que los requieran.

El sistema de base de datos cumplirá los objetivos de independencia de los datos (las aplicaciones no deben verse afectadas por cambios en la estructura de los datos), integridad de los datos (los datos deben cumplir ciertas restricciones que aseguren la correcta introducción, modificación y borrado de los mismos) y seguridad (establecer diferentes niveles de acceso a los datos a diferentes tipos de usuarios).



7.2. Anexo 2: Características Técnicas de las Funciones de Control y Economía en el Despacho del Sistema Eléctrico de Potencia Las características técnicas de de las Funciones de Control y Economía en el Despacho del Sistema Eléctrico de Potencia se resumen a continuación:

FLUJO DE CARGA ÓPTIMO

El programa de Flujo de Potencia Optimo (en adelante OPF) se utiliza para la determinación óptima de las variables de control del sistema eléctrico de potencia, considerando variadas restricciones. OPF es un problema de optimización con función objetivo y restricciones no lineales.

El OPF puede definirse como la simulación del flujo de potencia en un sistema eléctrico utilizando un modelo de despacho económico óptimo que tiene en cuenta los costos variables de los generadores, así como las pérdidas y restricciones en la red de transmisión eléctrica.

En la operación de un sistema eléctrico de potencia es necesario responder a la pregunta ¿en cuánto debe ajustarse la potencia que fluye por la línea y cómo debe distribuirse la generación? La respuesta se asocia a la solución del problema de operación económica de un sistema de potencia y corresponde al conocido y ampliamente estudiado flujo de carga óptimo. Por ello se hace necesario elaborar una metodología que puede basarse en una herramienta de flujo de carga AC, que pueda resolver el problema de optimización partiendo de una función lineal o no lineal, asociada a los costos de generación del sistema.

CONTROL AUTOMÁTICO DE GENERACIÓN (AGC)

Las cargas del sistema eléctrico de potencia son sensibles a la frecuencia y a las desviaciones de frecuencia del sistema. Cuando una unidad generadora se desconecta del sistema o se agrega carga adicional al mismo, el desequilibrio de potencia es compensado por una extracción forzada de la energía cinética almacenada por la inercia del sistema (grandes masas rotantes) pero este hecho origina una caída de la frecuencia del sistema. Como la frecuencia decrece, la potencia consumida por las cargas también disminuye. En estas condiciones el equilibrio para el sistema puede ser obtenido con una reducción sensible de la frecuencia que permite el balance de la carga respecto a la potencia desconectada. Este efecto podría detener el descenso de la frecuencia en menos de un par de segundos. Sin embargo, si el desequilibrio causa que la frecuencia se desvíe más allá de la banda muerta del regulador de velocidad de las unidades generadoras, su potencia de salida tenderá a ser incrementada por la acción del regulador. Para tales desequilibrios, el balance es obtenido cuando la reducción de la potencia consumida por las cargas más la generación aumentada debido a la acción del regulador de velocidad



compensa este desbalance. Tal equilibrio es usualmente obtenido en el rango de una docena de segundos de acontecido el incidente.

Asimismo, el estatismo del regulador es el cambio de porcentaje en la frecuencia que causaría a la unidad de generación variar al 100 % de su capacidad. La velocidad típica del estatismo para los reguladores está en el rango de aproximadamente 4%. Con este nivel de sensibilidad de frecuencia y a expensas de alguna desviación de frecuencia, el ajuste de generación hecho por los reguladores provee una oportunidad amplia para seguir con el control manual de unidades. Este ajuste automático de generación por la acción libre del gobernador es conocido como la regulación primaria de frecuencia.

Los objetivos del seguimiento del control, especialmente bajo los cambios normales de carga, son para devolver la frecuencia al valor programado, minimizar costo de producción, y operar el sistema con un nivel adecuado de seguridad. La función de control automático de generación AGC (también conocida como la regulación secundaria de frecuencia) es un sistema de control de circuito cerrado que reemplaza parcialmente al control manual mencionado anteriormente. Esta forma de control de generación ha llegado a ser esencial en la operación y el control en tiempo real de sistemas interconectados de potencia y opera en ambientes de control de sistemas de potencia ampliamente variados, extendiéndose desde autónomos hasta sistemas fuertemente interconectados con jerarquía de nivel múltiple de control.

El programa de Control Automático de Generación (AGC) clásico ajusta la salida de potencia de los generadores para controlar la frecuencia del sistema, los intercambios de energía, y los errores acumulados de tiempo. Tradicionalmente el AGC está basado en el control de desviación de área, donde cada área tiende a reducir el error de control de área (ACE) a cero.

En el nivel más alto, la frecuencia del área del sistema y el intercambio neto del sistema se monitorean. Las señales adicionales pueden emplearse para propósitos de control que complementan la información de estado del sistema. El control, es decir la señal de AGC que se envía a todas las unidades, se modifica en forma sencilla sea por los factores de participación o distribución y en una forma más avanzada por el programa de despacho económico. Desde el punto de confiabilidad, este sistema de control por niveles posee características favorables, es decir, si falla un nivel de control el sistema estará todavía operativo.



7.3. Anexo 3: Características y Ventajas de la Técnica DLP para el Panel Mímico Dinámico

Características de las pantallas DLP:

Cada pantalla deberá poseer las siguientes dimensiones mínimas: 1000 mm. de ancho x 750 mm. de alto x 568 mm. de profundidad, con soportes y kits completos de conexión. La diagonal de la pantalla debe ser de un mínimo de 50” y de 250 cd / m2 /75 ftL de luminancia.

Dimensión: 50” diagonales Chip: Single-chip, black aperture DMD Resolución: XGA 1024x768 Brillo: 500 cd/m2 Uniformidad de brillo: 80% Contraste: 300:1 Scala Gris: Gray scale resolution 8-bit A/D RGB Análogo Rango frecuencia horizontal Rango frecuencia vertical:

46 – 49,4 kHz 49 - 61Hz

RGB Digital: TMDS (DVI-DFP pin assignment) Puertos de control: RS232C bi-directional D-Sub 9-pin (male)

RS422A In (multi-projector networking)

RS422A Out (multi-projector networking)

Wired remote input F3.5 Jack (mono 1/8" mini)

Infrared Remote IR receiver Alimentación: Input (auto switching) 100 VAC - 240

VAC, 50 - 60Hz Tensión nominal: Auto switching 100 - 240 VAC, 50 - 60HzFrecuencia: Auto switching 100 - 240 VAC, 50 - 60HzLámparas: Potencia: 100W Vida útil: 8000 a 10000 horas Condiciones ambientales: Temperatura de operación: 10 °C - 35 °C Humedad de operación: 20% - 80% Altitud: 0-3000 msnm (0-10000ft) Noise level: 50 dB



Ventajas de la técnica DLP respecto a LCD:

La tecnología DLP es especialmente efectiva a la hora de mostrar imágenes de vídeo. Un solo chip de DLP tiene una rejilla entera de píxeles y cada píxel de ese chip tiene su propio espejo reflector por separado que ayuda a amplificar la luz que se genera. Debido a que cada píxel tiene su propia fuente de luz amplificada, prácticamente no hay límite de tamaño de la imagen porque el brillo y el contraste siempre serán consistentes. Son pequeños, ligeros y muy fáciles de transportar.

En la tabla adjunta se presentan las diferencias entre las tecnologías DLP y LCD (Liquid Crystal Display) aplicados a las pantallas de visualización.

Pantalla DLP Pantalla LCD

Mínimo 100 000 horas (12 años bajo trabajo continuo) de vida útil sin sacrificar la calidad de imagen ni el rendimiento del equipo.

30 000 horas (4 años bajo trabajo continuo).

No pierde sus propiedades físicas, por lo que la imagen se ve igual el primer día o 100,000 horas después de uso.

Después de cierto tiempo, la imagen empieza a verse opaca, borrosa, pierde contraste y uniformidad.

Mínimo efecto de las condiciones medio ambientales

Los paneles LCD se ven afectados por la luz ultravioleta, la temperatura y fluctuaciones eléctricas y con el uso se va decolorando la imagen, los blancos se ven amarillos, los colores originales se pierden.

Ninguna línea o mancha en la pantalla Los paneles LCD suelen quemarse generando líneas, manchas o puntos en la pantalla. Estos paneles y su reparación son sumamente caros.



7.4. Anexo 4: Información de Costos de Inversión

Seguidamente se presentan los esquemas así como el detalle de costos de los componentes más importantes que formarán parte del Centro Coordinador.

ESQUEMA 1: MONITOR



ESQUEMA 2: ESTACIÓN DE TRABAJO

1 Panel de acceso

2 Ventilador del sistema

3 Conducto de ventilación de procesador

4 Fuente de alimentación

5 Memoria

6 Tarjeta impresa del sistema

7 Chasis

8 Manejador óptico

9 Manejador de disquetera

10 Cubierta

11 Parlante

12 Procesador

13 Tarjeta PCI

14 Disco duro

15 Monitor



ESQUEMA 3: SERVIDOR

1. Bahías de media removibles y disponibles

2. Manejador IDE CD-ROM 48X Max

3. Manejador de disquetera 1,44

4. Puerto USB

5. Seis bahías enchufables en caliente o cuatro SCOSI enchufables no en caliente

6. Seis ranuras de expansión (cuatro PCI-X y dos PCI-Express)

7. Cuatro sockets de memoria DIMM hasta 8GB

8. Ventilador

9. Fuente de alimentación

10. Monitor



ESQUEMA 3: CENTRALITA TELEFÓNICA

16 PUERTOS TELEFÓNICOS

1 PUERTO DE CONSOLA

BATERÍA DE RESPALDO

CONFIGURABLE CON FONOS DE EMERGENCIA

CON PROGRMACIÓN



TABLA 2.1 COSTO ESTANDAR DE SERVIDOR CON MONITOR DESCRIPCION

UNIDAD CANTIDAD

COSTO UNIT US $ COSTO TOT US $

Servidor Modelo Torre

2,922.002,922.00

Procesador Intel® Xeon™ 3.00GHz/800MHz FSB 1GB Total PC2700 (2x512MB) Windows® Server 2003 Standard Edition + 5 CALs Canal Integrado Dual Ultra320 SCSI Adapter Bahías de Disco Duro 6 x 1" Conectables en Caliente Disco Duro 36.4GB Conectable Ultra320 SCSI 15,000 rpm (1") Disketera 1.44MB Kit DVD-ROM/CD-RW Tarjeta de Red Gigabit NIC Monitor 17-inch TFT flat panel display

449.00449.00

Licencia de Sistema Operativo 5 Usuarios para Windows® Server 2003 160.00160.00

TOTAL 3,531.00



TABLA 2.2 COSTO ESTANDAR DE ESTACION DE TRABAJO CON MONITOR

DESCRIPCION UNIDAD CANTIDAD COSTO UNIT US $

COSTO TOT US $

Estación de Trabajo Und 1 2,534.00 2534.00Sistema Operativo Microsoft® Windows® XP

Professional Intel® Pentium® 4 2.80GHz/1MB 800FSB 1GB (4x256) DDR2-400 non-ECC u 2 Tarjeta de red Controlador de disco duro SCSI 36.4GB 48X DVD-ROM/CDRW Disketera Modem 56k V90 PCI Tarjeta de sonido PCI Teclado estandar Mouse óptico

Monitor de 20” TFT flat panel display Und 2 889.00 1778.00TOTAL 4312.00



TABLA 2.3 COSTOS DE ESTACIÓNES DE TRABAJO MARCA DESCRIPCION COSTO

HP

xw6000 Workstation Intel Xeon Processor, 2.8GHz, 512MB RAM, 80GB Hard Drive, 16X DVD /

48X24X48 CD-RW Combo Drive, Windows XP Professional Product Number: 50521687

$1 476,61

xw4100 Workstation Intel Pentium 4 Processor, 2.8GHz, with Hyper-Threading Technology, 512MB RAM, 80GB Hard Drive, 16X DVD / 48X24X48 CD-RW Combo Drive, Windows

XP Professional

$1 034,57

xw4100 Workstation Intel Pentium 4 Processor, 3.2GHz, with Hyper-Threading Technology, 1GB

RAM, 36GB Hard Drive, 16X DVD / 48X24X48 CD-RW Combo Drive, Windows XP Professional

$1 189,91

Compaq dc5000 Business Small Form Factor Intel Pentium 4 Processor, 3GHz, with Hyper-Threading Technology, 512MB

RAM, 80GB Hard Drive, 48X32X48 CD-RW Drive, Microsoft Windows XP Professional

$820,26

Compaq dc5000 Business Minitower Intel Pentium 4 Processor, 3GHz, with Hyper-Threading Technology, 512MB


$1 033,52

xw8200 Workstation Intel Xeon Processor, 3.2GHz, with Hyper-Threading Technology, 512MB


$2 477,86

Compaq D220 Business Micro Tower Intel Celeron Processor, 2.4GHz, 256MB RAM, 40GB Hard Drive, 48X CD-

RW/DVD Combo Drive, Microsoft Windows XP Professional

$567,97

xw8000 Workstation Intel Xeon Processor, 3.06GHz, with Hyper-Threading Technology, 1GB RAM,

160GB Hard Drive, DVD+RW Drive, Windows XP Professional

$1 982,09

xw6000 Workstation Intel Xeon Processor, 2.8GHz, 512MB RAM, 80GB Hard Drive, 48X CD-Rom

Drive, Windows XP Professional

$1 417,99

Compaq D220 Business Micro Tower Intel Celeron Processor, 2.4GHz, 128MB RAM, 40GB Hard Drive, CD-Rom

Drive, Microsoft Windows Home Edition

$373,31

Compaq D220 Business Micro Tower Intel Pentium 4 Processor, 2.8GHz, 256MB RAM, 40GB Hard Drive, 48X CD-

Rom Drive, Windows XP Professional

$650,73



Compaq D530 Business Ultra-Slim Desktop Intel Pentium 4 Processor, 2.8GHz, with Hyper-Threading Technology, 512MB

RAM, 80GB Hard Drive, 24X CD-Rom Drive, Microsoft Windows XP Professional

$1 199,04

xw8000 Workstation Dual Intel Xeon Processor, 3.06GHz, with Hyper-Threading Technology, 1GB

RAM, 146GB Hard Drive, 8X DVD+RW Drive, Windows XP Professional

$3 587,84

Compaq d530 Business Convertible Minitower Intel Pentium 4 Processor, 2.8GHz, 256MB RAM, 40GB Hard Drive, 48X CD-


$943,59

Compaq D220 Business Micro Tower Intel Pentium 4 Processor, 2.8GHz, 256MB RAM, 40GB Hard Drive, 48X CD-


$525,94

Compaq dc5000 Business Minitower Intel Pentium 4 Processor, 3GHz, with Hyper-Threading Technology, 512MB RAM, 40GB Hard Drive, 48X32X48 CD-RW Drive, Windows XP Professional

$1 002,47

xw6000 Workstation Dual Intel Xeon Processor, 3.2GHz, 2GB RAM, 108GB Hard Drive, DVD Drive,

Windows XP Professional

$4 053,28

xw4200 Workstation Intel Pentium 4 Processor, 2.8GHz, with Hyper-Threading Technology, 256MB

RAM, 40GB Hard Drive, 48X CD-Rom Drive, Windows XP Professional

$879,23

Compaq dc5000 Business Small Form Factor Intel Pentium 4 Processor, 2.8GHz, 512MB RAM, 40GB Hard Drive, 48X CD-

Rom Drive, Microsoft Windows XP Professional

$857,63

Compaq dc7100 Business Convertible Minitower Intel Pentium 4 Processor 540, 3.2GHz, 512MB RAM, 40GB Hard Drive,

48X32X48 CD-RW Drive, Windows XP Professional

$950,45

xw4200 Workstation Intel Pentium 4 Processor, 3GHz, with Hyper-Threading Technology, 512MB RAM, 80GB Hard Drive, 48X32X48 CD-RW Drive, Windows XP Professional

$1 138,13

xw4100 Workstation Intel Pentium 4 Processor, 2.8GHz, with Hyper-Threading Technology, 512MB RAM, 80GB Hard Drive, 16X DVD / 48X24X24 CD-RW Combo Drive, Windows

XP Professional

$1 138,13

Compaq dc5000 Business Small Form Factor Intel Pentium 4 Processor, 3GHz, with Hyper-Threading Technology, 512MB

RAM, 40GB Hard Drive, 48X32X48 CD-RW Drive, Microsoft Windows XP Professional

$1 002,47



Compaq D220 Business Micro Tower Intel Pentium 4 Processor, 2.8GHz, 256MB RAM, 40GB Hard Drive, DVD / CD-

RW Drive, Windows XP Professional

$692,11

Compaq dc5000 Business Minitower Intel Pentium 4 Processor, 3.2GHz, with Hyper-Threading Technology, 512MB RAM, 80GB Hard Drive, 16X / 48X32X48 CD-RW Combo Drive, Windows XP

Professional

$870,33

xw4100 Workstation Intel Pentium 4 Processor, 2.8GHz, with Hyper-Threading Technology, 256MB


$801,70

Compaq dc5000 Business Minitower Intel Pentium 4 Processor, 2.8GHz, with Hyper-Threading Technology, 128MB


$650,73

xw4100 Workstation Intel Pentium 4 Processor, 2.8GHz, 512MB RAM, 80GB Hard Drive, 48X24X48

CD-RW Drive, Windows XP Professional

$902,03

Compaq D220 Business Micro Tower Intel Celeron Processor, 2.4GHz, 256MB RAM, 40GB Hard Drive, CD-Rom

Drive, Microsoft Windows XP Professional

$536,92



TABLA 2.4 COSTOS DE MONITORES MARCA DESCRIPCION COSTO SONY

HS73/BT 17-inch LCD Monitor, Black

$449,99

S204/B 20,1-inch LCD Monitor, Black

$999,99

HS93/B 19-inch LCD Monitor, Black

$699,99

HX93 19-inch LCD Multimedia Monitor, Silver

$749,99

HX73 17-inch LCD Multimedia Monitor, Silver

$519,99

STYLEPRO S73/B 17-inch LCD Monitor, Black $410,08

HS53/B 15-inch LCD Monitor, Black

$349,99

STYLEPRO S73 17-inch LCD Monitor $410,08

DELUXEPRO X93/B 19-inch LCD Multimedia Monitor, Black

$664,38

DELUXEPRO X93 19-inch LCD Multimedia Monitor $664,38

STYLEPRO S93/B 19-inch LCD Monitor, Black $595,64



DELUXEPRO X73/B 17-inch LCD Multimedia Monitor, Black

$469,64

STYLEPRO S93 19-inch LCD Monitor

$595,64

DELUXEPRO X73 17-inch LCD Multimedia Monitor $469,64

HS94P/S 19-inch LCD Monitor, Silver

$699,99

SAMSUNG

SyncMaster 712n 17-inch LCD Monitor, Black

$419,99

SyncMaster 213T 21,3-inch LCD Monitor, Silver

$999,99

SyncMaster 710MP 17-inch LCD Monitor with TV Tuner, Silver

$599,99

SyncMaster 192mp 19-inch LCD TV Monitor, Silver $699,99

SyncMaster 193p 19-inch LCD Monitor, Silver

$749,99

SyncMaster 912n 19-inch LCD Monitor, Black

$549,99

SyncMaster 243T 24-inch LCD Monitor, Black $1,899,99

SyncMaster 173p 17-inch LCD Monitor, Silver $627,57



SyncMaster 173t 17-inch LCD Monitor, Black $511,16

SyncMaster 170MP 17-inch LCD Monitor / TV Tuner $631,00

SyncMaster 753df 17-inch (16,0 vis) Monitor, Black/Silver

$136,61

SyncMaster 955df 19-inch (18,0 vis) Monitor, Ivory

$212,62

SyncMaster 750s 17-inch (16,0 vis) Monitor

$126,20

Syncmaster 150T 15-inch LCD Panel $478,97

SyncMaster 900IFT 19-inch (18,0 vis) DynaFlat Monitor

$351,17

ENVISION EN-775e 17-inch (16,0 vis) Monitor $169,99

EN-9250 19-inch LCD Multimedia Monitor, Silver/Black $499,99

EN-7220 17-inch LCD Monitor, Silver/Black $349,99



Bases/Features HP L1502 15-inch TFT Flat Panel Monitor - Analog only

HP L1530 15-inch TFT Flat Panel Monitor - Analog/Digital & Multimedia

HP L1702 17-inch TFT Flat Panel Monitor - Analog only

HP L1730 17-inch TFT Flat Panel Display - Analog/Digital & Multimedia

HP L1925 19-inch TFT Flat Panel Display - Analog/Digital

HP L1955 19-inch TFT Carbonite Flat Panel Display - Analog/Digital

HP L2035 20-inch TFT Flat Panel Display

HP L2335 23-inch TFT Widescreen Flat Panel Display

Price $329.00 $339.00 $399.00 $449.00 $599.00 $649.00 $899.00 $1,599.00 Pivot rotation None Yes. Pivot Pro

software included.

None Yes. Pivot Pro software included.

Yes. Pivot Pro software included.




Contrast ratio (typical)

400:1 400:1 450:1 450:1 500:1 1000:1 500:1 500:1

Brightness (typical)

250 nits 250 nits 300 nits 300 nits 250 nits 250 nits 250 nits 250 nits

Height adjustability range

None 4.3 in None 2.6 in 4.3 in 5.1 inches 3.54 in 3.54 in

Integrated speakers

No Integrated speakers

Stereo speakers with volume control


Stereo speakers with volume control


No integrated speakers, HP Speaker Bar optional



Tilt –5° to +30° –5° to +25° –5° to +30° –5° to +25° –5° to +20° –5° to +35° –5° to +25° –5° to +25° Response rate (typical, rise and fall)

23 ms 23 ms 25 ms 25 ms 20 ms 16 ms 16 ms 16 ms

Horizontal/Vertical viewing angle (typical)

130/100 degrees

130/100 degrees 160/140 degrees

160/140 degrees 170/170 degrees 176/176 degrees 170/170 degrees

170/170 degrees

Native resolution 1024 x 768 1024 x 768 1280 x 1024 1280 x 1024 1280 x 1024 1280 x 1024 1600 x 1200 1920 x 1200



7.5. Anexo 5: Información de Costos de Mantenimiento

TABLA A

COSTO DE MANTENIMIENTO SERVIDORES Y ESTACIONES DE TRABAJO



TABLA B.

MANTENIMIENTO RED LAN







TABLA C.

COSTO DE MANTENIMIENTO PREVENTIVO DE IMPRESORA



TABLA D

COSTO DE MANTENIMIENTO PREVENTIVO UPS



TABLA E.

COSTO DE MANTENIMIENTO DE ESTABILIZADOR



TABLA F.

COSTO DE MANTENIMIENTO DEL GRUPO ELECTROGENO





TABLA G.

COSTO DE MANTENIMIENTO PREVENTIVO AIRE ACONDICIONADO



TABLA H.

COSTO DE MANTENIMIENTO SCADA

TABLA I.

MANTENIMIENTO PREVENTIVO PROGRAMAS DE SEGURIDAD



TABLA J.

MANTENIMIENTO PREVENTIVO COMPUTADORA PORTATIL



TABLA K.

MANTENIMIENTO PREVENTIVO GPS



7.6. Anexo 6: Decreto Supremo N°003-2005-EM

Documents

Costos Eficientes de Inversión, de Operación y ... DGT-092-2005.pdfinterconectado una óptima operación, minimizando los tiempos de falla por la función propia de la coordinación