Informe de Diseño del SCADA/EMS Inicial - … · Tabla de Contenido Proyecto SIEPAC - Paquete IV...

Paquete 4 Estudios para el Desarrollo del Centro Regional de

Coordinación y Transacciones (CRCT)

Informe de Diseño del SCADA/EMS Inicial - Versión Actualizada-

Abril de 2004

Tabla de Contenido

Proyecto SIEPAC - Paquete IV Propiedad de KEMA

Informe de Diseño del SCADA/EMS Inicial Abril de 2004 ii

1. Introducción ............................................................................................................... 1

2. Antecedentes del Proyecto SCADA ........................................................................... 2

3. Criterios Iniciales para el Diseño del Sistema SCADA/EMS ...................................... 4 3.1 Criterios Relacionados con la Organización de los Entes .............................................. 4 3.2 Criterios Relacionados con los Costos de Operación ..................................................... 6 3.3 Criterios y Aspectos a Considerar Establecidos por la UE ............................................. 7 3.4 Criterios y Aspectos a Considerar Identificados por OS/OMs Nacionales ..................... 8 3.5 Criterios y Aspectos a Considerar Identificados por KEMA ............................................ 8

4. Concepción General del Sistema SCADA/EMS Inicial ............................................ 11 4.1 Descripción Conceptual del SCADA/EMS Inicial .......................................................... 11 4.2 Justificación Técnica de las Funciones del SCADA/EMS Inicial ................................. 13 4.3 Beneficios del SCADA/EMS Inicial ............................................................................... 15

4.3.1 Beneficios Intangibles .................................................................................................... 15 4.3.2 Beneficios Tangibles ...................................................................................................... 16

4.4 Especificaciones Generales del SCADA/EMS Inicial ................................................... 17

5. Consideraciones Adicionales del SCADA/EMS ....................................................... 19 5.1 Capacidad del Sistema ................................................................................................. 19 5.2 Costos del Sistema ....................................................................................................... 20 5.3 Cronograma de Implantación........................................................................................ 24

6. Recomendaciones Finales ....................................................................................... 29

Lista de Tablas:

Tabla 3-1.- Instalaciones con RTUs Pertenecientes a la RTR por el OS/OM de Cada País. ..... 10 Tabla 4-1.- Justificación Técnica de Funciones SCADA. ........................................................... 13 Tabla 4-2.- Justificación Técnica de Funciones de Análisis de Red. .......................................... 14 Tabla 5-1.- Presupuesto Estimado del Sistema Inicial del EOR. ................................................ 21 Tabla 5-2.- Otros Costos Asociado en los OS/OMs ................................................................... 23 Lista de Figuras:

Figura 5-1.- Distribución Porcentual de los Costos del Sistema SCADA/EMS Inicial. ................ 23 Figura 5-2.- Configuración Referencial del Sistema SCADA/EMS Inicial. .................................. 26 Figura 5-3.- Cronograma Referencial para la Implementación del SCADA/EMS Inicial. ............ 28

Tabla de Contenido


Informe de Diseño del SCADA/EMS Inicial Abril de 2004 iii

Revisiones de este documento:

Versión Número

Fecha Elaborado por Secciones

Modificadas Resumen de Enmiendas

01 Mzo. 26-04 DC/MT

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Informe de Diseño del SCADA/EMS Inicial Abril de 2004 1

1. Introducción

Este documento tiene por objeto presentar el informe del diseño inicial y los criterios utilizados

para la especificación del sistema de supervisión y control de tiempo real requerido para la fase

inicial de operación del Ente Operador Regional (EOR), el cual se denomina como el

SCADA/EMS Inicial para el EOR. Este documento ha sido revisado en Abril de 2004 a pedido

de la Unidad Ejecutoria para adecuarlo a las condiciones actuales relacionadas con la segunda

convocatoria de la Licitación respectiva.

El objetivo del documento es establecer las recomendaciones del Consultor sobre la estrategia

más conveniente de diseño y dimensionamiento para la supervisión de la Red de Transmisión

Regional (RTR) definida por la Unidad Ejecutora (UE) del proyecto SIEPAC como la mínima

necesaria para entrar en operación el SCADA/EMS del EOR.

El documento establece los parámetros utilizados para la especificación inicial, orientada a una

solución de mínimo costo y cobertura de una RTR básica, como resultado de las definiciones

acordadas con los Grupos de Trabajo de los OS/OM nacionales, con la UE y el Consultor.

Finalmente, este documento presenta las conclusiones y recomendaciones sobre la estrategia

a desarrollar frente al SCADA Inicial.



2. Antecedentes del Proyecto SCADA

De acuerdo a la serie de documentos elaborados por la UE se identifican los siguientes

elementos que resumen los antecedentes de este proyecto:

1) Los gobiernos de los países de América Central suscribieron un Tratado Marco del

Mercado Eléctrico Regional en diciembre 1996, el cual fue ratificado legislativamente

por los seis congresos nacionales antes de enero 1998. A partir de dicha fecha el

Tratado Marco es ley de todos los países y dio lugar a la creación de los dos entes

regionales del Mercado: el Ente Operador Regional (EOR) y la Comisión Regional

de Interconexión Eléctrica (CRIE).

2) Se establece que ambos órganos son entes con personalidad jurídica propia y con

capacidad de derecho público internacional. Su domicilio estará situado en uno de

los países de América Central, a definir por los Gobiernos.

3) En el año 2000 los gobiernos nombraron a los Comisionados ante la CRIE y los

Directores del EOR. Desde entonces dichas juntas directivas han celebrado

reuniones periódicas, consolidando un régimen transitorio de operación, mientras se

completa la constitución definitiva del Mercado Eléctrico Regional.

4) El Mercado Eléctrico Regional (MER) se está creando a partir de agosto 2002, en

base de un Reglamento Transitorio que ha sido recomendado por el EOR y

aprobado por la CRIE. Es necesario fortalecer ambos entes para cumplir con dicha

responsabilidad transitoria, pues actualmente solamente existen sus juntas

directivas, apoyadas por grupos de trabajo de apoyo de los países. Esta situación de

Operación Transitoria se mantendrá hasta que se ponga en marcha la Regulación

Definitiva, lo cual se estima ocurra en el año 2005.

5) El Proyecto SIEPAC adelanta en el momento, tanto para el EOR como para la CRIE,

una asesoría para asegurar su Organización, Funciones, Plan Estratégico,

Selección de Personal y Equipamiento Mínimo para cubrir sus responsabilidades.

6) Como parte del fortalecimiento del EOR se identifican, como necesidades

primordiales, dotarlo de herramientas para la coordinación de la operación en tiempo

real de la Red de Transmisión Regional (RTR) y el manejo del proceso comercial del

MER.

7) El diseño detallado, las especificaciones técnicas del Sistema SCADA y los Pliegos

de Licitación fueron realizados entre Diciembre de 2002 y Julio de 2003 en forma

conjunta por el consultor KEMA, la Unidad Ejecutora del Proyecto SIEPAC y los

especialistas centroamericanos designados por EOR.

8) El concurso para adquisición del SCADA fue llevado a cabo según el siguiente

calendario:



a) Solicitud de ofertas: 1/Sep/2003

b) Retiro de documentos: 20/Sep/2003

c) Aclaraciones y Modificaciones: 15/Oct/2003

d) Apertura de ofertas (Sobre 1): 12/Dic/2003

e) Declaración desierta: 13/Feb/2004

9) La declaración desierta obedeció a que tres de los cuatro oferentes no cumplieron

los requerimientos financieros para su precalificación, mientras que el cuarto

oferente no cumplió con los requerimientos de experiencia para su precalificación.

10) El EOR, aprovechando la declaración desierta de la licitación, solicitó la revisión de

las Especificaciones Técnicas del sistema SCADA para adecuarlas al nuevo

escenario con el fin de optimizar las inversiones por parte del EOR.



3. Criterios Iniciales para el Diseño del Sistema SCADA/EMS

Con el fin de establecer el diseño del sistema SCADA/EMS, requerido por el EOR, se hizo un

análisis e identificación de diferentes grupos de criterios a partir de las necesidades detectadas

tanto al nivel de la solicitud del SIEPAC como en la revisión de la diversa documentación

acerca del proyecto de integración y operación del mercado y en el conocimiento del enfoque

conceptual que la UE y los diferentes OS/OMs tienen para el proyecto.

3.1 Criterios Relacionados con la Organización de los Entes

Todos los países tienen un ente operador, OS/OMs, dotados con un centro de control para la

supervisión y el telecontrol de la red, con diferentes grados de desarrollo tecnológico, donde se

efectúa el despacho económico de las unidades generadoras y se controlan los intercambios

realizados.

Coordinación de la Operación con los OS/OMs

“El Ente Operador Regional (EOR), …, en coordinación con los entes nacionales de

despacho de energía eléctrica, realizará las funciones de operación coordinada de los

sistemas eléctricos con criterio de despacho económico.”1

Adicionalmente, el Diseño General del MER2 establece:

“Nivel Regional: El EOR…

d) Coordinación de la operación en tiempo real.

…

Administrará las contingencias y las restricciones no programadas de acuerdo a las reglas establecidas para el MER, dando prioridad a mantener o reponer la continuidad del servicio dentro de los criterios de calidad y seguridad para emergencias. Una vez finalizada la emergencia, realizará el redespacho para las nuevas condiciones y ajustará los intercambios utilizando las ofertas de oportunidad.

Supervisará el cumplimiento de los criterios de calidad y seguridad y el aporte de Servicios Auxiliares, y realizará los ajustes necesarios a los Servicios Auxiliares.

El EOR no realizará directamente maniobras en la red, sino que las ordenará por intermedio de los OS&M, de acuerdo al esquema jerárquico previsto.

1 Artículo 10º del Tratado Marco. 2 Sección VIII.2.3.1 del Diseño General del Mercado Eléctrico Regional (MER) - Informe Final, Revisión II, versión 2.1.



Eventualmente y de considerarse necesario, se podrá estudiar la posibilidad de que ordene maniobras directamente con empresas de transmisión regional.”

Finalmente, en el estudio “Desarrollo de las Normas Transitorias para la Interconexión Eléctrica

de América Central”3 se identifican para cada OS/OM:

“Procedimientos de coordinación para la operación en tiempo real de las redes

interconectadas.

Los convenios de operación deben contemplar como mínimo los siguientes temas:

Principios operacionales básicos

Relaciones, procedimientos de comunicación e intercambio de informaciones operativas

Recursos de comunicación, control y telecomunicación en la interconexión

Tareas de mantenimientos, ensayos y pruebas

Implementación de la programación y reprogramación en intercambios de energía.

Coordinación de maniobras

Control de flujos de intercambio

Parámetros de desempeño mínimo, reservas, control de tensión etc.

Análisis de perturbaciones…”

En este mismo informe se identifican los siguientes aspectos generales de gran importancia y

criticidad en la operación actual en cada uno de los entes nacionales y que se consideran

influirán también de manera similar para el EOR:

“Verificación del cumplimiento de los criterios de calidad y seguridad operativas durante la operación en tiempo real

Verificación del cumplimiento de los criterios de calidad y seguridad operativas

Requerimientos para la medición oficial en las interconexiones y el procedimiento de lectura

Mecanismos de intercambio de información y medios de comunicación

Soporte documental para solución de eventos en la red”

El SCADA/EMS servirá de base para que el centro de operación y control del EOR realice la

coordinación del sistema interconectado centroamericano. Para lograr este nivel de

coordinación se requiere un medio de intercambio de información permanente y directa entre el

EOR y cada uno de los centros nacionales de control y despacho.

3 Sección 3.2.4 del Volumen 1: Análisis Comparativo Normas Vigentes – Informe Final, PA Consulting Group.



Operación Segura del Sistema Regional

“Asegurar que la operación y el despacho regional de energía sea realizado con criterio

económico, procurando alcanzar niveles adecuados de seguridad, calidad y confiabilidad.”4

Adicionalmente, el Diseño General del MER5 establece:

“Nivel Regional: El EOR…

d) Coordinación de la operación en tiempo real.

…

Administrará las contingencias y las restricciones no programadas de acuerdo a las reglas establecidas para el MER, dando prioridad a mantener o reponer la continuidad del servicio dentro de los criterios de calidad y seguridad para emergencias. Una vez finalizada la emergencia, realizará el redespacho para las nuevas condiciones y ajustará los intercambios utilizando las ofertas de oportunidad.

Supervisará el cumplimiento de los criterios de calidad y seguridad y el aporte de Servicios Auxiliares, y realizará los ajustes necesarios a los Servicios Auxiliares.

….”

Finalmente, en el estudio “Desarrollo de las Normas Transitorias para la Interconexión Eléctrica

de América Central”6 se establece para cada OS/OM:

“Verificación del Cumplimiento de los Criterios de Calidad y Seguridad Operativas Durante la

Operación En Tiempo Real.

El SCADA/EMS contará con herramientas informáticas para análisis de la seguridad del

sistema de tal forma que le permita cumplir con los objetivos de coordinación de la oper5ación

del sistema cumpliendo los criterios de calidad y seguridad.

3.2 Criterios Relacionados con los Costos de Operación

Se estima que el SCADA/EMS Inicial esté listo para funcionar a finales del 2005 con lo que

queda habilitado plenamente el EOR para desempeñar sus funciones de coordinación de la

operación y seguridad del sistema. Sin embargo, dado que aún no habrá entrado en

funcionamiento la línea SIEPAC, necesaria para permitir un mayor flujo de energía hacia el

4 Literal b) Artículo 28º del Tratado Marco. 5 Sección VIII.2.3.1 del Diseño General del Mercado Eléctrico Regional (MER) - Informe Final, Revisión II, versión 2.1 6 Sección 3.2.6 del Volumen 1: Análisis Comparativo Normas Vigentes – Informe Final, PA Consulting Group.



mercado regional, es necesario mantener los costos de operación del EOR lo más reducidos

posible. Se considera que se debe mantener el esquema de recursos y de costos

correspondientes al periodo anterior. Esta etapa se espera dure aproximadamente seis (6)

meses, de tal forma que los costos serán cubiertos por el canon de servicios de operación del

sistema y administración del MER que sea establecido por la Regulación Regional.

Lo anterior impone un criterio de mínima inversión para la fase inicial del SCADA/EMS, el cual

debe suplir los requerimientos de coordinación de la operación de la RTR con criterios de

calidad y seguridad. Sin embargo, se establece, que, en lo posible, esta inversión debe ser

utilizable en la segunda fase de desarrollo del centro de control de la región, optimizando así

los costos de desarrollo y fortalecimiento del EOR y por ende del MER.

3.3 Criterios y Aspectos a Considerar Establecidos por la UE

En reuniones sostenidas con la UE se han establecido los siguientes criterios para el diseño del

SCADA/EMS Inicial, de acuerdo a los desarrollos recientes del SIEPAC:

1) El SCADA/EMS Inicial será financiado a través de los recursos de la Cooperación

Técnica.

2) El SCADA/EMS será integrado o ampliado para uno final. Se deberá presupuestar

un Sistema con la menor inversión posible cumpliendo con las funciones que se

establezcan.

3) El SCADA/EMS inicial tendrá, como mínimo, funciones tales como:

a) Supervisión de red regional de transmisión,

b) Visualización de la calidad y seguridad de la red regional de transmisión,

c) Interfaces con centros de control nacionales, a través de enlaces dedicados y

concentradores de datos o servidores de comunicaciones,

d) Funciones de análisis de red,

e) Recolección de información en forma eficiente, sin RTUs propias,

f) Sin funciones de control.

4) La UE considera como una de las alternativas factibles para las comunicaciones del

SCADA/EMS inicial la contratación de servicios externos de telecomunicaciones.

5) El EOR sub-contratará las funciones iniciales de administración del mercado de

energía con uno de los OS&M. Con esto se conformará el OMCA (Operador del

Mercado de Centro América). El OMCA funcionará hasta la vigencia de la

Regulación Definitiva.

6) Con la entrada de la línea de interconexión eléctrica a 230 kV entre Honduras y El

Salvador, prácticamente queda interconectada toda Centroamérica.



7) Se ha definido el establecimiento de un Reglamento Transitorio del MER.

3.4 Criterios y Aspectos a Considerar Identificados por OS/OMs Nacionales

Durante la visita a los OS/OMs nacionales se identificaron algunos conceptos sobre

requerimientos y expectativas generales que tendría cada país frente al CRCT del EOR. Se

presenta a continuación los puntos más relevantes:

1) Se espera poder ver los intercambios en las fronteras de interconexión, con perfiles

y mediciones en esos puntos,

2) Poder visualizar la Red de Transmisión Regional (RTR),

3) Conocer las desviaciones, especialmente para el manejo de contingencias,

4) Conocer el estado de equipos y elementos,

5) Tener intercambio y comunicación directa con los otros centros de control, y

6) Poder tener una programación general de mantenimientos que afecten la red.

3.5 Criterios y Aspectos a Considerar Identificados por KEMA

El alcance y funcionalidad del SCADA/EMS inicial requerido para el proyecto SIEPAC debe

tener en consideración los siguientes aspectos observados en la recolección de información y

acercamiento a los OS/OMs nacionales:

1) En la actualidad ningún SCADA nacional tiene incluido o disponible puertos de

comunicaciones y licencias listos para conexión con otros centros de control.

Algunos países tienen sistemas que pueden aceptar la funcionalidad y el hardware

requerido para conexiones con otros sistemas SCADA. Este el caso de Costa Rica,

El Salvador y Panamá. El ETCEE de Guatemala se encuentra en proceso de

implantación de un nuevo sistema que también lo soporta. Estos países deben

adquirir una licencia y revisar el hardware asociado con el fabricante (las empresas

respectivas no ven problema en ello).

Otros países están en un proceso de implementación de un nuevo sistema, que

inicialmente no tenían considerado esta licencia e infraestructura. Esto puede tomar

un tiempo más prolongado que el tiempo que podría requerir el SCADA inicial en ser

implementado. Es el caso de Nicaragua, en una etapa más cercana a tener el

sistema en operación, ya que ha sido adjudicado y se encuentra en etapa de

desarrollo. En el caso de Honduras, no se tiene certeza del cronograma de

contratación e implementación de un nuevo sistema. Actualmente, el sistema que se



tiene en operación no puede ser ampliado para incorporar la funcionalidad de un

enlace de este tipo.

2) El alcance inicial del sistema debe supervisar un grupo importante de subestaciones

de una RTR básica (precisada por la UE) incluyendo las fronteras de interconexión

nacionales. Básicamente se identifican los siguientes aspectos:

a) No se requiere recolección directa de información de las RTUs,

b) Toda la información de tiempo real a ser manejada por el EOR proviene del

intercambio de información lo cual requiere de infraestructura adicional a instalar

en los centros de control nacionales.

c) La información de todas las subestaciones que conforman la RTR básica será

recolectada en dos formas según el estado tecnológico actual de los Centros de

Control nacionales: para Honduras se utilizará concentradores de datos (DCs –

Data Concentrators), que se ubicarán en el centro de control; para los otros

países se utilizarán servidores de comunicación TASE.2, a adicionar a la

plataforma actual del SCADA de Guatemala solamente, pues los otros países ya

cuentan con servidores en su actual plataforma.

d) El DC de Honduras recogerá, modo escucha o lectura, los datos provenientes

de las RTUs instaladas en cada subestación de ese país y que hacen parte de la

RTR básica, que son obtenidos por cada OS/OM. No se tendrá funcionalidad de

control sobre esas subestaciones.

e) En general, los requerimientos y expectativas para el SCADA/EMS del EOR se

centran en la supervisión de la red, de tal forma que se pueda tener un

seguimiento detallado de los intercambios de energía y que estos puedan ser

conocidos permanentemente por los entes nacionales.

f) Es importante la función de base de datos histórica, de tal forma que permita

tener un registro muy riguroso y completo.

g) El EOR requiere garantizar un nivel de seguridad para la operación del sistema

interconectado regional, lo cual requiere una visualización completa de la RTR.

h) El alcance de la especificación del SCADA/EMS Inicial debe considerar los

requisitos necesarios para instalar los subsistemas de apoyo o servicios tales

como: subsistema de telefonía, subsistema de grabación telefónica, subsistema

de energía regulada e ininterrumpida y servicio de telecomunicación asociados.

i) Se define el número de las subestaciones de la RTR a ser supervisada por el

SCADA/EMS inicial con base en las definiciones efectuadas por el Grupo de

Trabajo de los OS&M, la UE y el Consultor de la siguiente forma:



Tabla 3-1.- Instalaciones con RTUs Pertenecientes a la RTR por el OS/OM de Cada País.

PAÍS Número de Subestaciones con RTUS*

INICIAL FINAL

COSTA RICA 36 53

NICARAGUA 45 50

PANAMA 31 36

EL SALVADOR 24 30

GUATEMALA 65 70

HONDURAS 24 42

TOTAL 225 281

Nota: (1): El número INICIAL se refiere a las subestaciones que serán

supervisadas por el SCADA/EMS Inicial. El valor FINAL es el estimado de subestaciones que pueden ingresar con una proyección de hasta cinco (5) años.



4. Concepción General del Sistema SCADA/EMS Inicial

4.1 Descripción Conceptual del SCADA/EMS Inicial

El sistema SCADA/EMS propuesto para la fase inicial de operación del EOR se fundamenta en

una plataforma tecnológica con tecnología probada, abierta y de punta, pero basada

primordialmente en sistemas de hardware y software orientados a Servidores y PCs con

grandes capacidades de procesamiento y disponibilidad, pero de gran nivel de competitividad

en sus precios de suministro.

Esta decisión se fundamenta en la evolución muy positiva de ofertas comerciales por parte de

los principales fabricantes de estas soluciones, que han introducido y migrado sus sistemas de

alto desempeño y funcionalidad a plataforma de cómputo basadas en servidores Unix y

estaciones de trabajo en ambiente Windows, ofreciendo las mismas prestaciones pero a

niveles de inversión y mantenimiento muy apropiados para proyectos como los del

SCADA/EMS inicial requerido por el EOR.

El SCADA/EMS Inicial solicitado en las especificaciones es un sistema conformado por

diferentes subsistemas y esquemas de trabajo:

1) Un subsistema central redundante de supervisión y procesamiento, una base de

datos histórica, consolas gráficas de operación y configuración del sistema en un

ambiente de red de alta disponibilidad.

2) Un subsistema de recolección de datos de tiempo real conformado por un conjunto

de servidores y concentradores de datos ubicados en cada uno de los OS/OMs y

enlaces TASE.2 entre el centro de control del EOR y los centros de control

nacionales, que hacen la recolección de datos de las subestaciones pertenecientes

a la RTR.

3) Un subsistema de aplicaciones para análisis de seguridad de la RTR, con el fin de

verificar el estado del sistema

4) Un esquema de intercambio de información entre los centros de control en cada

OS/OM y el EOR, que permita el intercambio de diversos tipos de información y la

entrada directa de información por cada operador al sistema central del EOR

5) La posibilidad de tener usuarios de oficina de áreas operativas del EOR mediante

consolas basadas en PCs de escritorio.

6) La posibilidad de tener usuarios remotos del sistema según necesidades (e.g. CRIE,

centros de control nacionales y otros funcionarios ocasionales del EOR).



7) La posibilidad de interactuar con las diferentes arquitecturas de los centros de

control nacionales, de una forma transparente, sin requerir inversiones adicionales

para cada uno de ellos, al manejar diferentes tipos de protocolos.

8) Comunicación desde el sistema central del EOR con cada uno de los centros de

control nacionales, donde se intercambia operación de tiempo real, y opcionalmente

de implementar las recomendaciones, se intercambia información de coordinación y

planeación de la operación, tales como notas entre operadores, bitácoras,

información post-operativa, y se integra la comunicación de voz; logrando de esta

forma un ambiente lo más integrado posible.

Cada centro de control nacional deberá instalar un servidor de comunicaciones en su sistema

con el fin de manejar un protocolo de intercambio entre centros de control TASE.2 y, en el

caso de Honduras, se ubicará un concentrador de datos redundante (DC), que recogerá en un

modo de escucha la información en tiempo real de las subestaciones pertenecientes a la RTR

y, también con un enlace con protocolo TASE.2 con el EOR.

El DC podrá recoger datos, soportando los protocolos propios de las RTUs instaladas en las

subestaciones de Honduras, que forman parte de la RTR. El DC en este sitio podrá tener su

propia sincronización de tiempo con una fuente satelital y se podrá tomar medidas de

frecuencia (esto no implicará ejecutar control o sincronización de tiempo sobre los OS/OMs).

En el centro de control del EOR se tendrá una configuración de servidores y equipos de

comunicación redundantes que recogerán la información de tiempo real proveniente de cada

OS/OM. Se tendrá una versión de SCADA con todas las especificaciones de un sistema

completo, aunque en el momento no se visualiza la necesidad de funciones de control pero sí

de ejecución de aplicaciones de manejo del sistema tipo EMS.

El esquema de trabajo propuesto permitirá la construcción de un ambiente con capacidad de

integración con los entes nacionales. Estos podrán consultar y tener acceso a múltiples

despliegues desde estaciones o PCs en las redes del centro de control de cada operador,

utilizando una aplicación estándar de navegador Web. Podrán inclusive realizar entrada manual

de datos evitando o minimizando el envío de documentos impresos o datos telefónicos al EOR.

Con un diseño complementario adecuado de la infraestructura de comunicaciones y servicios

telemáticos se podrá obtener una Extranet (no especificada en los documentos de

especificaciones), en un esquema de trabajo cerrado a los centros de control, que permitirá un

ambiente de trabajo con alta integración, pero con un alto grado de seguridad e independencia.

El Sistema SCADA/EMS debe ser suministrado, probado, puesto en operación y recibido

cumpliendo con todos los estándares internacionales requeridos para este tipo de proyecto. Se



especifican, además, todos aquellos requisitos relacionados con la documentación,

capacitación y manejo del proyecto.

4.2 Justificación Técnica de las Funciones del SCADA/EMS Inicial

El SCADA/EMS desarrollará varias funciones esenciales en apoyo a las responsabilidades del

EOR. A continuación se presentan las justificaciones de las principales funciones en las áreas

de SCADA y Aplicaciones de RED.

Tabla 4-1.- Justificación Técnica de Funciones SCADA.

Función Descripción Justificación Técnica

Adquisición de datos

Funcionalidad transparente al usuario y que contribuye a la adquisición primaria de los datos y su almacenamiento en la base de datos. Los datos serán colectados a través de los OS/OMs de RTUs, concentradores de datos y otros centros de control.

Función básica y esencial para el funcionamiento de los centros de control.

Procesamiento de datos, límites, cálculos, etc.

Procesamiento básico de los datos recibidos, conversión a valores en por-unidad, porcentaje o unidades de ingeniería e incluye ciertos ti-pos de integraciones, cálculos algebraicos y booleanos, cálculos periódicos, etc. Esta función también incluye el almacenamiento y procesamiento de límites de todos los tipos.

Función básica para el procesamiento de datos adquiridos.

Secuencia de eventos (SOE)

Funcionalidad que permite la recolección de eventos ocurridos con una resolución de milisegundos. También permite la organización cronológica de tales eventos.

Esencial para la recolección de datos SOE y el análisis cronológico de eventos en la red.

Manejo de Procedimientos de Maniobras

Con el fin de coordinar la ejecución de maniobras efectuadas por los OS/OMs, esta función debe incluir los pasos necesarios para desenergizar o energizar equipos eléctricos incluyendo las secuencias automáticas o manuales realizadas a través del SCADA.

Necesario para facilitar las labores del operador evitando posibles errores en la secuencia de maniobras.

Procesamiento de alarmas

Esta funcionalidad consiste de rutinas, códigos de prioridad y funciones operativas que permiten la selección, despliegue, procesamiento de tonos sonoros, almacenamiento de alarmas, etc. Debe incluir diversos niveles de inteligencia y procesamiento para regular el proceso de presentación bajo condiciones que puedan generar alarmas excesivas.

Necesario para la presentación de eventos y violaciones de límites en el sistema.

Distribución de datos

Esta funcionalidad permite difundir información a los demás nodos de la red informática del EOR.

Función básica de una red informática distribuida

Comunicación con otros centros de

Se requieren enlaces con protocolo TASE.2 para la comunicación con otros centros de control.

Necesario para el intercambio de datos con




control Éstos incluyen OS/OMs de los 6 países. otros centros de control

Intercambios de mensajes entre operadores

Esta función permitirá el envío y recepción de instrucciones del despacho en forma electrónica con una simple instrucción. La función requiere la presencia del protocolo TASE.2, con los ni-veles requeridos para enviar mensajes y recibir respuestas

Permite la auto-matización y el registro de instrucciones emitidas.

Tiempo y frecuencia

Provee supervisión e integración (para obtener el error de tiempo) de la frecuencia del sistema de potencia, con los despliegues asociados. Permite el ingreso de varios medidores de frecuencia en la red y permite la supervisión de la frecuencia en islas eléctricas.

Función esencial para la supervisión de calidad de servicio.

Las funciones de análisis de red requeridas se describen en la siguiente tabla:

Tabla 4-2.- Justificación Técnica de Funciones de Análisis de Red.


Procesador de la topología de la red

Esta función deriva la topología de la red con base en las indicaciones de estado. La función se usa tanto en tiempo real como en modo de estudio.

Función esencial para aplicaciones de redes.

Estimador de Estado

La función Estimador de Estado calcula el estado de la red de potencia. Es decir, calcula el vector de tensiones y ángulos para cada barra del modelo de la red. Este vector se usa como base para aplicaciones tales como el flujo de potencia, análisis de contingencias, etc.

Ayuda a mejorar el modelo de la red de potencia. Detecta medidas con errores. Reemplaza las medidas con el estimador de estado. Calcula valores aproximados para variables no medidas.

Asignación de Carga en Barras (BLA)

LA función BLA estima las cargas individuales (MW y MVAR) y tensiones en los nodos de la RTR con el fin de cumplir con los requisitos de datos para las otras funciones de análisis de red.

Ayuda a mejorar el modelo de la red de potencia. Asigna valores de potencia y tensión para cada nodo.

Flujo de Carga del Operador (DPF)

Permite evaluar el comportamiento de la red en tiempo real para el soporte de decisiones de salida de equipos y analizar posibles alter-nativas con fines de mantenimiento y otros.

Mejora la seguridad operativa de la red.

Análisis de contingencias (CA)

Consiste en la automatización en tiempo real del estudio del efecto de una lista de contingencias que puedan afectar adversamente el sistema. Se ejecuta periódicamente. Ayuda al despachador a en-tender los riesgos asociados con la peor contingencia que pueda ocurrir en el sistema.

Provee un análisis de la seguridad operativa de la red y por ende, la mejora.



4.3 Beneficios del SCADA/EMS Inicial

Conforme al análisis de los requerimientos funcionales del EOR en relación con su

responsabilidad tanto como coordinador de la operación de la RTR y de la seguridad del

sistema como de administrador técnico y operativo del MER se han identificado beneficios

importantes para la región. En esta sección se presenta un breve análisis de estos beneficios,

los cuales se han agrupado en las categorías siguientes:

Beneficios intangibles o cualitativos, y

Beneficios tangibles o cuantitativos.

El primer grupo de beneficios, aunque intangibles, permiten identificar la importancia del

proyecto en un contexto general y derivar los múltiples beneficios esperados de la

implementación del Sistema SCADA/EMS para la región, como consecuencia de contar con

mecanismos y herramientas modernas para realizar la coordinación de la operación del sistema

regional en una forma confiable y segura.

4.3.1 Beneficios Intangibles

4.3.1.1 Manejo de la Información

La adquisición del SCADA/EMS permitirá recolectar y almacenar mayor información útil de

cada OS/OM y de la región con respecto a aspectos como:

1) Información adecuada para mejorar la visión integrada de todo el sistema regional,

la cual no es posible actualmente.

2) Información en tiempo real para el mejoramiento de la coordinación de la operación

de la RTR en condiciones normales.

3) El mejoramiento de la coordinación de la operación en condiciones de emergencia y,

en particular, el registro de los eventos con resolución de tiempo con el fin de

realizar su análisis y almacenamiento, lo cual es importante en un ambiente multi-

jerárquico y de mercado.

4) La recolección de datos durante perturbaciones para revisión post-mortem en

situaciones críticas, en las cuales puede ser importante determinar las

responsabilidades de las partes involucradas (p.e. definición de responsabilidades

por falta de suministro de energía entre Agentes participantes del mercado regidos

por un contrato que incluye cláusulas de multa).

5) Facilitar el aprovechamiento y la explotación de la información histórica para

procesos estadísticos, generación de informes y planificación dando soporte al EOR

en los procesos de manejo del mercado.



4.3.1.2 Coordinación y Supervisión de la RTR

Como parte de la coordinación de la operación regional, el sistema de control permitirá reducir

el riesgo por errores en la ejecución de acciones imprevistas. El sistema de control también

permitirá optimizar algunos de los procesos operativos. Con la adquisición del SCADA/EMS se

mejorará la coordinación en los siguientes casos:

1) Instrucciones de coordinación de unidades de generación, a través de los OS/OMs;

2) Monitoreo continuo de la calidad de la tensión y la coordinación de posibles

despachos de potencia reactiva; y

3) La seguridad del sistema de potencia mejoraría como consecuencia del análisis, el

cual identificaría problemas asociados con posibles fallas en la red y permitirían

tomar medidas preventivas necesarias para el funcionamiento seguro de la misma.

4.3.1.3 Monitoreo Continuo de la Calidad del Servicio

El sistema SCADA/EMS permitirá al EOR monitorear, y aun mas, mejorar la calidad en el

suministro de energía en toda la región. Esta mejora se ve reflejada en beneficios de las

empresas transmisoras, tanto nacionales como regional, en evitar el pago de posibles

penalizaciones derivadas de las reglamentaciones por demandas de los agentes. A manera de

ejemplo, empresas transportadoras de electricidad de otros países han sufrido penalizaciones

millonarias debido a la baja calidad en el suministro de energía, las cuales pueden reducirse o

evitarse completamente disponiendo de las herramientas suministradas por un centro de

control. Uno de los beneficios importantes corresponde a disponer de información histórica que

permite a la Empresa tener argumentos, con conocimiento de causa, en caso de presentarse

alguna reclamación, bien sea por parte de las autoridades de regulación como de alguno de los

agentes participantes del MER que resulte afectado.

4.3.2 Beneficios Tangibles

4.3.2.1 Aumento de la Confiabilidad del Sistema de Potencia

Uno de los beneficios tangibles más importantes en la coordinación de la operación de la RTR

será el aumento de la confiabilidad del sistema de potencia, basado principalmente en la

capacidad para evitar fallas causadas por falta de información. Aun en caso de falla, el

SCADA/EMS permitirá la recuperación rápida del sistema a las condiciones normales de

operación usando toda la información disponible para la supervisión y coordinación de las

acciones.

4.3.2.2 Reducción de Pérdidas de Energía

En el caso de reducción de pérdidas de energía, se mencionan dos aspectos importantes:



1) Control de Pérdidas: la mejor información de tiempo real permitirá el cálculo más

exacto de pérdidas de energía eléctricas y la verificación de la información de la

integración de medida de potencia con las medidas de los contadores de energía.

2) Reducción de Pérdidas: el control eficaz del voltaje y de la potencia reactiva, como

consecuencia en la mejora de la calidad de la información, demostrará sus

beneficios para la Región al reducir las pérdidas sin inversión adicional.

4.3.2.3 Mínimo Costo y Protección de la Inversión

Actualmente, es reconocido que los sistemas SCADA/EMS para centros de control han bajado

sus costos, principalmente, por la reducción de los costos del hardware. Especificando el

SCADA/EMS con prestaciones adecuadas y manteniendo la posibilidad de ser ampliado en un

futuro, se logran optimizar los recursos de inversión inicial sin pérdida de esta inversión

minimizando los costos. Adicionalmente, se logra que las inversiones requeridas a futro puedan

ser diferidas en el tiempo y haciéndose solamente aquellas que oportunamente se detecten

como necesarias.

4.4 Especificaciones Generales del SCADA/EMS Inicial

De acuerdo al análisis elaborado de los requerimientos del SCADA/EMS del EOR se ha

elaborado un conjunto de especificaciones técnicas, estructuradas de la siguiente forma:

Capítulo 1: Consideraciones Generales.- Se establecen las condiciones generales y se realiza una descripción general del Sistema SCADA/EMS requerido por el EOR.

Capítulo 2: Requisitos Generales del Sistema.- Se especifican requisitos técnicos, tales como configuración del sistema, estándares de diseño, dimensionamiento, disponibilidad, desempeño y otras características de carácter general del Sistema SCADA/EMS.

Capítulo 3: Requisitos Funcionales del SCADA Inicial.- Esta sección especifica los requisitos para las funciones del Sistema SCADA, el sistema de información histórica y las funciones de análisis de red, así como, los requisitos para las funciones de interfaces de datos.

Capítulo 4: Requisitos de la Interfaz de Usuario.- En esta sección se especifican los requisitos para la interfaz de usuarios tales como: capacidades, configuración y convenciones de los despliegues, modos de operación, funciones del operador, capacidades de impresión, etc.

Capítulo 5: Requisitos del Software de Soporte.- Se especifica el software necesario para proporcionar los servicios de programación y mantenimiento requerido para el Sistema y la base de datos.

Capítulo 6: Requisitos de Hardware.- En este capítulo se especifican los requisitos detallados para los principales elementos del hardware del Sistema y



se fijan las normas mínimas para su construcción, tales como servidores, estaciones de trabajo, concentradores de datos y otros.

Capítulo 7: Requisitos para la Documentación.- En este capítulo se especifica todos los requisitos para la documentación que el Contratista entregará al EOR durante el Contrato. Incluye la documentación de diseño, de implantación, del usuario y del proyecto.

Capítulo 8: Aseguramiento de la Calidad y Requisitos de Prueba.- Se especifican los requisitos del programa de aseguramiento de calidad, y de las siguientes pruebas: Prueba de Aceptación en Fábrica (FAT), Prueba de Desempeño en Campo (FPT), y Prueba de Disponibilidad del Sistema (SAT).

Capítulo 9: Requisitos para la Implantación del Proyecto.- Finalmente, se especifican las responsabilidades del Contratista con respecto a los procedimientos para el manejo del proyecto, la capacitación al personal de EOR, el soporte para el mantenimiento del Sistema y los servicios de actualización del Sistema.



5. Consideraciones Adicionales del SCADA/EMS

En la revisión a los criterios de diseño se identifican varios aspectos de gran impacto en el

alcance y especificaciones del sistema elaboradas hasta el momento:

1) Cobertura de la red a supervisar: La red a supervisar definida para el SCADA/EMS

en la etapa inicial considera alrededor de 225 subestaciones de la RTR básica

inicialmente;

2) Capacidad inicial del sistema: Debido a que el SCADA/EMS Inicial tendrá la

cobertura anterior al inicio de la operación, se requiere de un sistema con una

capacidad y prestaciones adecuadas a la dimensión del sistema.

3) Necesidad de aplicaciones para controlar la seguridad de la red: La necesidad de

supervisar esta cantidad de subestaciones de cada uno de las redes nacionales,

prácticamente, impone la necesidad de considerar en el suministro, como mínimo,

aplicaciones de Análisis de Red para apoyar el control de la seguridad de la red.

Analizando estos aspectos se encuentra que el mayor impacto se centra en los factores de

diseño e implementación del sistema, descritos a continuación.

5.1 Capacidad del Sistema

En las premisas consideradas para el diseño del Sistema SCADA/EMS elaboradas

anteriormente, se estableció la supervisión inicial de 225 subestaciones. Con el fin de asegurar

un diseño balanceado en su arquitectura y diseño conceptual, presupuesto, forma y tiempo de

implantación se han tenido en cuenta en las especificaciones técnicas los siguientes criterios

de dimensionamiento:

1) En el dimensionamiento del Sistema SCADA/EMS algunos componentes se han

solicitado para una etapa final, esto se hace buscando que el Proveedor tenga en

cuenta que el sistema podría llegar a ese nivel de dimensionamiento y crecimiento.

Adicionalmente, permite asegurar que el SCADA/EMS adquirido inicialmente tenga

una capacidad de escalamiento futuro.

2) Se utilizará un servidor de comunicaciones con protocolo TASE.2, con configuración

redundante, para apoyar la recolección de información de todos los centros de

control que soportan ese protocolo. En un principio, este servidor manejará cinco

enlaces con los servidores de comunicaciones de los centros de control de

Guatemala (ETCEE hasta que sea implementado el SCADA del Administrador del

Mercado Mayorista - AMM), El Salvador (UT), Costa Rica (ICE-CENCE), Panamá

(CND) y Nicaragua (CNDC). Para un futuro se deben tener los seis (6) OS/OMs,



incluyendo el centro de control de Honduras que inicialmente tendrá instalado un

concentrador de datos.

3) Se plantea inicialmente una consola de operación para el SCADA/EMS Inicial. Se

solicita al proveedor considerar un sistema que pueda ser ampliado hasta dos (2)

consolas de operación (por ejemplo: 2 operadores, estudios, etc.).

4) Para el personal de oficinas del área operativa y de informática se solicita que el

Sistema soporte consolas basadas en PCs, e inclusive con acceso remoto (por

ejemplo caso CRIE, contingencia, etc.).

5) Se identifica la necesidad de un (1) concentrador de datos (DCs) para recoger la

información de las subestaciones de la RTR en Honduras. Eventualmente en el

tiempo se tendrán nuevas subestaciones que deberán ser incluidas en la RTR

observada por el EOR.

6) No se ha considerado redundancia de los DCs. Una estrategia sería tener un DC en

las instalaciones del EOR o instalado con carga balanceada a los OS/OMs.

7) Se propone un dispositivo para manejar la medición de tiempo y frecuencia en el

EOR.

8) Para el SCADA/EMS no se considera que incluya RTUs en la etapa inicial.

9) Para dimensionar el volumen de información a recibir e intercambiar con los

OS/OMs se tomó el siguiente promedio de elementos por subestación (para una

subestación de transmisión típica):

a) Puntos analógicos (Incluyendo telemedidos, no-telemedidos y calculados): 9.003

b) Puntos de estado (Incluyendo telemedidos, no-telemedidos y calculados):18.990

c) Acumuladores (Incluyendo telemedidos, no-telemedidos y calculados): 2.152

d) Puntos del SOE: 5.093

e) Salidas (Habilitadas): 3.017

f) Puntos de chequeo por violación de límites: 2.781

5.2 Costos del Sistema

En esta sección se incluyen los costos estimados del Sistema SCADA/EMS Inicial para el EOR

tanto para el equipamiento y el software como de los servicios de implantación. Adicionalmente,

se incluyen los costos asociados para la integración de los OS/OMs con este sistema. En el

cuadro adjunto se detallan los costos estimados para cada uno de los componentes que

conforman el Sistema Inicial.

Para el SCADA/EMS inicial se elaboró un presupuesto estimado, el cual incluye los costos de

hardware y software para TASE.2. Para supervisión de la RTR completa, se presenta, además



del costo del sistema central del EOR, la necesidad de adquirir y montar la funcionalidad de

interconexión entre centros de control (TASE.2) en el sistema de cada OS/OM. Para los

sistemas de Costa Rica, Panamá y El Salvador, el suministro y trabajo requerido tiene un

alcance más específico; en Guatemala se presenta una situación similar pero con desfase en el

tiempo, para el caso de Honduras debe optarse por una solución más robusta que supla las

limitaciones de los SCADA respectivos.

Los rubros totales de los costos en dólares de los Estados Unidos son:

SCADA/EMS Básico: $2.072.921

Opciones $ 521.624

TOTAL $2.594.545

Tabla 5-1.- Presupuesto Estimado del Sistema Inicial del EOR.

No. DESCRIPCIÓN Costo Unitario

(US$) #

Costos Estimados (US$) (Básico)

Costos Estimados (US$) (Opciones)

H. HARDWARE H.1 Sistema ECS H.1.1 Servidores SCADA y Aplicaciones de Red $35,000 2 $70,000 H.1.2 Sistema de Tiempo y Frecuencia por Satélite $22,500 1 $22,500 H.2 Sistema de Información Histórica (IS&R) H.2.1 ServidoresHistóricos (IS&R) $50,000 2 $100,000 H.3 Sistema de Desarrollo (SD) H.3.1 Servidor del Sistema de Desarrollo (SD) $30,000 1 $30,000 H.3.2 Consola del Sistema de Desarrollo Basada en

Estación de Trabajo (2-Monitores) $30,000 1 $30,000

H.3.3 Muebles para Consola del Sistema de Desarrollo $6,000 1 $6,000 H.3.4 Impresora del Sistema de Desarrollo $2,000 1 $2,000 H.4 Interfaz de Usuario H.4.1a Consola de Operación basada en Estación de

Trabajo (3-Monitores) $35,000 1 $35,000

H.4.1b Consola de Operación basada en Estación de Trabajo (3-Monitores)-Opcional

$35,000 1 $35,000

H.4.2a Muebles para Consola de Operación $6,000 1 $6,000 H.4.2b Muebles para Consola de Operación (Opcional) $6,000 1 $6,000H.4.3 Consolas de Operación Local Basadas en PCs $10,000 3 $30,000 H.4.4 Impresora Láser (Blanco y Negro) $2,000 1 $2,000 H.4.5 Impresora Láser (Color) $3,500 1 $3,500 H.4.6 Sistema de Grabación de Voz (Opcional) $10,000 1 $10,000H.4.7 Sistema de Video Proyección (Opcional) $200,000 1 $200,000H.5 Sistemas de Adquisición de Datos y Comunicaciones

H.5.1 Servidor TASE.2 $22,500 2 $45,000 H.5.2 Interfaces de Comunicaciones con otros Centros de

Control y Concentradores de Datos (Enrutadores localizados en el EOR)

$8,500 2 $17,000

H.6 Red LAN H.6.1 Gateway y Firewall para Red de Servidor WEB $13,500 1 $13,500 H.6.2 Servidor de WEB $10,000 1 $10,000 H.6.3 Interfaz con LAN de Consolas basadas en PCs

(Bridge) $6,200 1 $6,200

H.6.4 Equipo Adicional para Conexión a la LAN (Switch, Cables, Misceláneos)

$7,500 1 $7,500

H.7 Sistemas Auxiliares H.7.1 Sistema Ininterrumpido de Energía (UPS) (Opcional) $36,000 1 $36,000

TH SUBTOTAL HARDWARE $436,200 $287,000




(US$) #


Costos Estimados (US$) (Opciones)

S SOFTWARE S.1 Sistema SCADA S.1.1 Software de Soporte y SCADA, Incluye:

- Adquisición e Intercambio de Datos - Registro de la Secuencia de Eventos SOE - Procesamiento de Datos - Revisión Post Disturbio - Procesamiento de Alarmas - Soporte de PC - Monitoreo de Generación e Intercambios

$150,000 1 $150,000

S.2 Funciones de Análisis de Red S.2.1 Procesador de Topología de Red $25,000 1 $25,000 S.2.2 Estimador de Estado $65,000 1 $65,000 S.2.3 Asignación de Carga en Barras $20,000 1 $20,000 S.2.4 Flujo de Carga del Operador $45,000 1 $45,000 S.2.5 Análisis de Contingencias $25,000 1 $25,000 S.3 Sistema de Interfaz de Usuario (UI) S.3.1 Software Básico de Interfaz de Usuario $35,000 1 $35,000 S.3.2 Software para el Web Server $3,000 1 $3,000 S.3.3 Software para el Sistema de Video Proyección

(Opcional) $15,000 1 $15,000

S.3.4 Software del Sistema de Grabación de Voz (Opcional) $10,000 1 $10,000S.4 Software del Sistema de información Histórica (IS&R) S.4.1 Sistema IS&R $80,000 1 $80,000 S.5 Protocolos de Comunicación S.5.1 Protocolo Intercambio de Datos TASE.2 (Licencia del

EOR) $30,000 1 $30,000

S.5.2 Desarrollo de Solución TASE.2 para transferencia de SOE

$15,000 1 $15,000

S.6 Interfaz de Datos y Modelo de Datos S.1.2 Interoperabilidad del SCADA/EMS - SIIM $30,000 1 $30,000 S.6 Red LAN S.6.1 Software para gestión de redes $10,000 1 $10,000 S.6.2 Software para Aplicaciones de PC $5,000 1 $5,000

TS SUBTOTAL SOFTWARE $538,000 $25,000

R REPUESTOS Y EQUIPOS DE PRUEBAS (15% TH) $80,700 $3,750

T TOTAL HARDWARE & SOFTWARE (TH+TS+R] $1,054,900 $315,750

I SERVICIOS DE IMPLANTACIÓN I.1 Pruebas de Aceptación en Fábrica [7% T] $73,843 $22,103I.2 Pruebas en Campo (Prueba de Desempeño en Campo y Prueba de

Disponibilidad) [2% T] $21,098 $6,315

I.3 Instalación y Puesta en Servicio del Sistema [12% T] $126,588 $37,890I.4 Programa de Mantenimiento Durante el Período de Garantía [5% T] $52,745 $15,788

I.5 Coordinación del Proyecto e Ingeniería [12% T] $126,588 $37,890I.6 Documentación [1% T] $10,549 $3,158

TI TOTAL SERVICIOS DE IMPLANTACIÓN $411,411 $123,143

TC Capacitación [7.5% T] $79,118 $23,681TT Transporte y Seguros [4% (H+R)] $20,676 $11,630TO Contingencias [10% (T+TI+TC+TT)] $156,610 $47,420

TS TOTAL SISTEMA SCADA Inicial del EOR (Sin Impuestos) $1,722,715 $521,624

OT Otros costos asociados en los OS/OMs (Ver detalle Cuadro Adjunto) $350,206 $0

GT Total General (Sistema Inicial EOR + Costos Asociados a OS/OMs (Sin Impuestos)

$2,072,921 $521,624



Tabla 5-2.- Otros Costos Asociado en los OS/OMs


(US$) #


H. HARDWARE H.5 Sistemas de Comunicación (Centros Control/DCs)

H.5.1 Servidor TASE.2 (localizado en Guatemala) $22,500 2 $45,000H.5.2 Concentradores de Datos (DCs) (localizados en

Honduras) $25,000 2 $50,000

H.5.3 Interfaces de Comunicaciones con Centro de Control de EOR (Enrutadores localizados en Honduras y Guatemala)

$8,500 2 $17,000

TH SUBTOTAL HARDWARE $112,000

S SOFTWARE S.4 Protocolos de Comunicación S.4.1 Licencia para Protocolo Intercambio de Datos TASE.2 $30,000 2 $60,000S.4.2 Desarrollo del Convertidor de Protocolo Sinaut FW-

537 $25,000 1 $25,000

TS SUBTOTAL SOFTWARE $85,000

R REPUESTOS Y EQUIPOS DE PRUEBAS (15% TH) $16,800

T TOTAL HARDWARE & SOFTWARE (TH+TS+R] $213,800

I SERVICIOS DE IMPLANTACIÓN I.1 Pruebas de Aceptación en Fábrica [7% T] $14,966I.2 Pruebas en Campo (Prueba de Desempeño en Campo y Prueba de

Disponibilidad) [2% T] $4,276

I.3 Instalación y Puesta en Servicio del Sistema [12% T] $25,656I.4 Programa de Mantenimiento Durante el Período de Garantía [5% T] $10,690

I.5 Coordinación del Proyecto e Ingeniería [12% T] $25,656I.6 Documentación [1% T] $2,138

TI TOTAL SERVICIOS DE IMPLANTACIÓN $83,382

TC Capacitación [7.5% T] $16,035TT Transporte y Seguros [4% (H+R)] $5,152TO Contingencias [10% (T+TI+TC+TT)] $31,837

OT TOTAL Otros Costos Asociados en los OS&Ms $350,206

La siguiente gráfica destaca los rubros más importantes del sistema base del SCADA Inicial y

los porcentajes asociados.

Software30%

Hardware + Repuestos

31%Servicios de Implantación

30%

Contingencias9%

Figura 5-1.- Distribución Porcentual de los Costos del Sistema SCADA/EMS Inicial.



En general, nótese que los costos se dividen en partes prácticamente iguales entre hardware,

software y servicios. Adicionalmente, se estima conveniente incluir un porcentaje para

Contingencias, lo cual permite tener un margen para variabilidad de los precios en América

Central.

5.3 Cronograma de Implantación

El sistema SCADA/EMS, así planteado para su adquisición e implantación se estima en un

período no menor a 18 meses para llevar a cabo el proceso de adquisición, configuración,

instalación, capacitación, pruebas y puesta en operación. La Figura 5-3 presenta un

cronograma típico de implantación de un sistema SCADA del tamaño requerido para supervisar

toda la RTR, del Cronograma se deben destacar los siguientes aspectos:

1) El tiempo total de implementación del Sistema Inicial tiene una duración de 78

semanas (18 meses), contadas a partir de la firma del contrato con el Proveedor y

hasta la terminación exitosa de las pruebas de Disponibilidad del Sistema (SAT).

2) El Sistema de Desarrollo, que servirá como base para el desarrollo de base de datos

y despliegues, se suministrará durante las primeras seis (6) semanas. Antes del

desarrollo de esta actividad se dictarán los cursos de construcción de base de

datos/despliegues.

3) El diseño del Sistema Inicial, incluyendo las funciones de análisis de red, se

realizará aproximadamente en 3 meses.

4) Se prevé que la instalación del concentrador de datos en Honduras y del servidor

TASE.2 en el Centro de Control de Guatemala estarán listas antes de finalizar el

quinto y séptimo mes respectivamente. Estas actividades tomarán un (1) mes

incluyendo las pruebas.

5) Se estima una duración de tres (3) meses para la integración del Sistema Inicial

incluyendo el SCADA, funciones de análisis de red y la integración de los servidores

TASE.2 de los OS/OMs y el concentrador de datos de Honduras.

6) Se observa como tareas importantes en el desarrollo del proyecto las relacionadas

con las pruebas y puesta en operación del Sistema Inicial que duran nueve (9)

meses y se componen de las siguientes actividades:

a) Protocolos de Pruebas (Elaboración y revisión por el GT y el Consultor)

b) Pruebas Pre-FAT

c) Pruebas de Aceptación en Fábrica (FAT)

d) Pruebas de Desempeño en Campo (FPT)

e) Pruebas de Disponibilidad del Sistema (SAT)



7) Finalmente, es importante notar que se incluyen el programa de los cursos a ser

desarrollados dentro del plan de capacitación, los cuales incluyen los siguientes:

a) Descripción del Sistema

b) Construcción de la Base de Datos/Despliegues

c) Software del Sistema

d) Software de Aplicaciones

e) Capacitación de Operadores

f) Hardware a Nivel del Sistema

g) Capacitación para el Mantenimiento del Hardware

La capacitación “on-the-job”, de ser contratada por el EOR, tomará un tiempo de seis (6)

meses, iniciándose después de la capacitación de software y finalizando con las pruebas de

aceptación en fábrica.



Figura 5-2.- Configuración Referencial del Sistema SCADA/EMS Inicial.



Figura 5-3.- Cronograma Referencial para la Implementación del SCADA/EMS Inicial.



6. Recomendaciones Finales

Teniendo en consideración el análisis presentado en este documento y del análisis de los

requerimientos finales se propone a la UE de SIEPAC las siguientes recomendaciones:

1) Las especificaciones del sistema SCADA/EMS Inicial deben ser entendidas y, por lo

tanto enfocadas, a un sistema de carácter definitivo desde su etapa inicial, esto es,

un sistema que debe tener en su concepción la capacidad de ampliarse y soportar

toda la funcionalidad final,

2) El sistema especificado satisface los requerimientos y funciones del EOR en su

etapa inicial. Se estima que con un esfuerzo y tiempo adicional se puede lograr el

SCADA/EMS final.

3) Deben considerarse en la especificación la inclusión de aplicaciones

complementarias al SCADA/EMS. Adicionalmente, se puede considerar la

adquisición posterior, en caso de no incluir los opcionales presupuestados, de toda

la infraestructura auxiliar de servicios complementaria (telefonía, UPS, sistema de

video proyección).

4) El servicio de comunicaciones para la conexión con los otros OS/OMs debe ser

contratado en forma independiente, dado que hace parte de un servicio con un

costo mensual asociado a la operación. Se considera esta estrategia mucho más

conveniente que construir una red propia para cubrir toda el área geográfica de

influencia del proyecto.

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